Фильтрационно-коркообразующие свойства

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Столб бурового раствора, заполняющего

скважину, создает гидростатическое давление, которое, как правило, превышает давление пластовых флюидов, находящихся в порах горных пород. Поскольку все горные породы в той или иной мере проницаемы, то при вскрытии их бурением под воздействием перепада давления происходит проникновение дисперсионной среды бурового раствора в околоствольное пространство.
Поток дисперсионной среды перемещает частицы твердой фазы в направлении стенок скважины и если эти частицы имеют критический размер (примерно равный 1/3 размера пор), то они застревают в суженных горловинах входа в поры и закупоривают их.

Лекция № 4

2.4. Фильтрационно – коркообразующие свойства

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Как только происходит закупорка,

в поровом пространстве задерживаются и самые мелкие частицы твердой фазы, которые откладываются на стенках скважины, образуя фильтрационную корку, через которую в околоствольное пространство поступает только фильтрат.
В процессе сооружения скважины проявляются два вида фильтрации:

статическая, протекающая при отсутствии циркуляции бурового раствора в скважине;

динамическая, происходящая в условиях циркуляции бурового раствора.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
В условиях статической фильтрации,

когда буровой раствор неподвижен, скорость фильтрации (объем фильтрата, поступающего на единицу площади пласта в единицу времени) снижается, а толщина фильтрационной корки - увеличивается со скоростью, затухающей во времени.
В условиях динамической фильтрации рост фильтрационной корки ограничен эрозионным (разрушающим) воздействием восходящего потока бурового раствора. Степень эрозии корки зависит от режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве (ламинарный, турбулентный) и других факторов.
В момент вскрытия (обнажения) пласта скорость фильтрации высока и фильтрационная корка быстро растет. После того, как скорость роста корки становится равной скорости ее эрозии (разрушения), толщина корки и скорость фильтрации сохраняются постоянными.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Распространение фильтрата бурового раствора

в радиальном направлении абсолютно не желательно, особенно при проходке слабосцементированных, рыхлых пород и вскрытии продуктивных песчано-глинистых пластов.

Поступление фильтрата бурового раствора в слабосцементированные и рыхлые породы вызывает их дополнительное увлажнение и связанные с этим обвалы, осыпи стенок скважины, частые и длительные проработки ее ствола, прихваты бурильной колонны и др.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Проникновение фильтрата в продуктивные

песчано-глинистые пласты приводит к набуханию входящих в их состав глинистых минералов; образованию нерастворимых осадков, эмульсий и гелей, вызванному взаимодействием фильтрата с пластовыми флюидами, изменению вязкости последних и др. В результате снижается проницаемость приствольной зоны продуктивного пласта, что затрудняет вызов притока пластового флюида при освоении скважины и существенно уменьшает ее дебит, особенно в начальный период эксплуатации.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Полностью предупредить фильтрационные потери

буровых растворов на водной основе практически невозможно, их можно только минимизировать.
Это достигается:
увеличением в буровом растворе доли прочносвязанной воды, которая настолько прочно удерживается частицами твердой фазы, что не может быть удалена из бурового раствора даже при огромных давлениях;
снижением проницаемости образующейся на стенках скважин фильтрационной корки;
повышением вязкости фильтрата и, соответственно, повышением сопротивления его движению в поровом пространстве и др.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Механизм действия реагентов -

понизителей фильтрации (полимеров):

уменьшение свободного пространства между твердыми частицами в фильтрационной корке, которое занимают молекулы полимера, имеющие достаточно большие размеры;

повышение вязкости фильтрата;

уменьшение объема свободной дисперсионной среды (воды) за счет присоединения её молекулами полимера, несущими собственные гидратные оболочки.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 4


Фильтрационно-коркообразующие свойства

буровых растворов традиционно оценивают показателем фильтрации и толщиной фильтрационной корки.

Показатель фильтрации (Ф, см3/30 мин) численно равен объему фильтрата, прошедшего за 30 минут через фильтрационную корку диаметром 75 мм при определенном перепаде давления (Δр).
В нашей стране показатель фильтрации принято измерять с помощью прибора ВМ-6 при Δр = 0,1 МПа.

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Для измерения показателя фильтрации

при более высоком, чем в ВМ-6, перепаде давления, используют фильтр-пресс ФЛР-1. Создаваемый в нем перепад давления равен 0,7 МПа, что является стандартной величиной при измерении показателя фильтрации в зарубежной практике.
Однако скорость фильтрации более чувствительна не к перепаду давления, а к температуре.
Рост температуры приводит к существенному увеличению скорости фильтрации по нескольким причинам:
снижается вязкость фильтрата;
значительно возрастает степень флокуляции частиц твердой фазы бурового раствора, что вызывает увеличение проницаемости фильтрационной корки;
возрастает вероятность термодеструкции понизителей фильтрации, приводящей к резкому росту фильтрационных потерь.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
В этой связи, кроме

прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, для измерения величины показателя фильтрации используют еще и установку УИВ-2, позволяющую проводить испытания при температуре до 250 °С и перепаде давления до 5 МПа.
Зарубежные высокотемпературные фильтр-прессы высокого давления в отличие от УИВ-2 имеют гораздо меньшую массу и меньшие габариты, однако при этом создаваемые температура и перепад давления не превышают соответственно 148,9 °С и 3,51 МПа.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Измерение толщины фильтрационной корки

[δ, мм] производят после определения показателя фильтрации, причем наружную поверхность корки смывают слабой струей воды (имитация эрозионного воздействия потока бурового раствора).
Для измерения толщины фильтрационной корки можно использовать прибор ВИКА ИВ-2, металлическую линейку с миллиметровыми делениями и предпочтительнее всего штангенциркуль с глубиномером.
По рекомендациям ВНИИКРнефти для неутяжеленных буровых растворов величина показателя фильтрации по ВМ-6 при комнатной температуре не должна превышать

Ф ≤ [(6⋅103 / ρ) + 3], (4.1)
где ρ - плотность бурового раствора, кг/м3.
По тем же рекомендациям δ ≤ 1,5…2,0 мм.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
К общепринятым показателям электрохимических

свойств буровых растворов на водной основе относятся:
водородный показатель (pH);
удельное электрическое сопротивление (УЭС, Ом·м).

Водородный показатель характеризует концентрацию в буровом растворе ионов водорода [Н+] (степень кислотности или щелочности буровых растворов на водной основе):
pH = 7 – нейтральная среда;
7 < pH ≤ 14 – щелочная среда;
1 ≤ рН < 7 – кислая среда.

Лекция № 4

2.5. Электрохимические свойства

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Степень кислотности или щелочности

буровых растворов оказывает существенное влияние на проявление ими других свойств. Так, изменяя величину рН, можно изменять реологические и фильтрационные свойства, ингибирующую способность буровых растворов, их седиментационную устойчивость и др.
Величина рН также влияет на растворимость неорганических реагентов (солей) и эффективность действия (форму молекул) полимерных реагентов. При этом оптимальные значения рН находятся, как правило, в диапазоне от 9 до 11.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Однако для щелочных сред

с ростом рН увеличивается вероятность:
нарушений устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми породами, за счет их дополнительного увлажнения в результате интенсификации электроосмотических процессов;
химического диспергирования (пептизации) глинистых пород, что затрудняет их удаление из бурового раствора, вызывая тем самым рост его плотности, вязкости и статического напряжения сдвига;
снижения естественной проницаемости продуктивных песчано - глинистых коллекторов из-за уменьшения размеров поровых каналов, обусловленного набуханием глинистой составляющей продуктивных пластов, а также из-за закупорки этих каналов мигрирующими в них глинистыми частицами.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Для измерения величины рН

применяют колориметрический и электрометрический способы.
Колориметрический способ основан на способности некоторых красителей менять свой цвет в зависимости от концентрации ионов водорода и заключается в определении величины рН с помощью индикаторной (лакмусовой) бумаги и эталонных цветных шкал. Этот способ имеет невысокую точность (± 0,5 ед. рН) и ограниченную область применения (нельзя использовать для измерения величины рН окрашенных жидкостей).
Электрометрический способ, в отличие от колориметрического, универсален и более точен (± 0,01 ед. рН). В основе его лежит способность некоторых веществ менять электрический потенциал в зависимости от концентрации [Н+]. Для электрометрических измерений используют специальные приборы - рН-метры.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Удельное электрическое сопротивление (УЭС,

Ом·м) - величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него электрическому току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины пробы бурового раствора, заключенной в ячейке определенной конфигурации.
При проведении геофизических исследований в скважинах (ГИС), в частности, электрокаротажа, измерение УЭС буровых растворов, их фильтрата и фильтрационных корок - стандартная и обязательная процедура.
Для обеспечения возможности правильной интерпретации результатов электрокаротажа, одной из задач которого является определение степени минерализации пластовых вод, УЭС бурового раствора при температуре, имеющей место в скважине, должно быть не менее 0,2 Ом⋅м.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Снижение значения удельного электрического

сопротивления ниже регламентируемой величины возможно при значительном содержании в буровом растворе солей, в частности, KCl, CaCl2, NaCl и др.
В этой связи при разработке и эксплуатации ингибированных буровых растворов регламентирование и контроль величины УЭС являются обязательными.
В буровой практике для измерения величины удельного электрического сопротивления используется полевой резистивиметр РП-1.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Триботехнические свойства характеризуют способность

бурового раствора снижать силу трения между контактирующими в нем поверхностями.
В общем случае при бурении контактирующими в буровом растворе поверхностями являются следующие:
наружная поверхность бурильных труб и их соединений - стенка ствола скважины;
вооружение породоразрушающего инструмента - забой скважины;
внутренняя поверхность керноприемной трубы – керн;
поршень (плунжер) - цилиндр бурового насоса.

Лекция № 4

2.6. Триботехнические свойства

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Снижение силы трения позволяет:

уменьшить крутящий момент при вращении колонны бурильных труб и снизить сопротивления при ее продольном перемещении в скважине, что в целом снижает энергоемкость процесса бурения;

снизить вероятность возникновения дифференциальных прихватов (затраты на их ликвидацию);

повысить ресурс работы бурильных труб и их соединений, породоразрушающего инструмента, гидравлических забойных двигателей, гидравлических частей буровых насосов;

увеличить выход керна в результате предупреждения его самоподклинок.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
В качестве показателя триботехнических

свойств бурового раствора чаще всего используют коэффициент триады трения «бурильные трубы – исследуемый буровой раствор - стенка ствола скважины».
В соответствии с законом Амонтона

Fтр = Р f, (4.2)

где Р - усилие прижатия трущихся поверхностей, Н;
f - коэффициент трения.
Для определения значений коэффициента трения (оценки качества смазочных добавок и нахождения их оптимальных концентраций в тех или иных буровых растворах) используют специальные приборы - трибометры.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 4


Схема трибометра конструкции

ТПУ

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Ингибирующая способность - это

способность бурового раствора предупреждать или замедлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины (кавернообразование, сужение ствола и т.п.), представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими глинистыми породами.
При этом под глинистыми породами понимаются не только собственно глины, но и глинистые сланцы, аргиллиты, породы на глинистом цементе (глинистый песчаник, мергель, алевролит и др.).

Лекция № 4

2.7. Ингибирующая способность

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Согласно современным представлениям основные

причины потери устойчивости глинистых пород связаны с нарушением их естественного влажностного равновесия при взаимодействии с дисперсионной средой буровых растворов и обусловленным этим ростом дополнительных внутренних напряжений в поровом пространстве.
Влагоперенос, т.е. проникновение дисперсионной среды бурового раствора в глинистую породу, происходит главным образом за счет адсорбционно - осмотических процессов.
Общим для этих процессов является то, что в результате вокруг структурных элементов глинистых пород образуются гидратные оболочки, т.е. происходит их дополнительное увлажнение.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
При достижении критической влажности

(для аргиллитов критической считается влажность порядка 8 - 9 % ), т.е. при максимальном развитии и перекрытии гидратных оболочек, которые обладают значительной упругостью и прочностью на сдвиг, в глинистой породе возникают гидратационные напряжения, величина которых в околоствольной зоне скважины может достигать от 40 до 1000 МПа, вследствие чего породы в этой зоне претерпевают весь спектр деформаций от вязкопластического течения до хрупкого разрушения.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
В аргиллитах и глинистых

сланцах деформационные процессы завершаются хрупким разрушением (кавернообразованием). Для типичных глинистых пород характерны пластические деформации, следствием которых является сужение ствола скважины.
Набухание и диспергирование глинистого базиса пород-коллекторов, а также миграция диспергированных глинистых частиц в их поровом пространстве являются одной из главных причин снижения естественной проницаемости продуктивных пластов.
Диспергирование выбуренных глинистых частиц ведет к аккумуляции их в самом буровом растворе. В результате этого происходит интенсивное изменение его функциональных свойств, регенерация которых требует разбавления бурового раствора водой, дополнительной обработки его химическими реагентами и применения многоступенчатых систем очистки.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
В связи со сложностью

процессов влагопереноса в системе «ствол скважины - глинистые породы» единый показатель оценки ингибирующей способности буровых растворов до сих пор отсутствует.
Существующие показатели оценки ингибирующей способности могут быть объединены в три группы:
показатели набухания;
показатели влажности;
показатели деформации естественных и искусственных образцов глинистых пород, контактирующих с исследуемой средой.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 4




Схемы приборов для определения

показателей набухания глинистых пород

Схемы приборов для определения показателя увлажняющей способности буровых растворов

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 4

Универсальный прибор для оценки

ингибирующей и консолидирующей способности буровых растворов (ПОИКС) конструкции ТПУ

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 4

Пресс для формирования модельных

образцов глинистых пород

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Показатель оценки ингибирующей способности

(Ис) бурового раствора

Ис = τф / τв, (4.3)

где τф, τв - время воздействия на модельные образцы глинистых пород до их разрушения соответственно фильтрата испытуемого бурового раствора и дистиллированной воды, с.

Лекция № 4

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Принципиальные отличия между методиками

оценки ингибирующей и консолидирующей способности буровых растворов:
при оценке ингибирующей способности испытывают модельные образцы глинистых пород с влажностью, близкой к естественной, которые помещают в фильтрат бурового раствора (в сравнительных испытаниях - в дистиллированную воду);
при оценке консолидирующей способности испытаниям подвергаются модельные образцы из потенциально неустойчивых пород, сконсолидированные буровым раствором и погружаемые в него на весь период испытаний.

Лекция № 4