Что такое фильтрация бурового раствора
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Следует отметить, что статический показатель фильтрации бурового раствора зависит от температуры и давления, поэтому данные, получаемые на устройствах ВМ-6 и ФЛР-1 при нормальной температуре, носят относительный характер. [34]
При определении с помощью ФП-200 показателя фильтрации бурового раствора при повышенной температуре заполняют раствором автоклав 3; подключают систему создания давления и сбора фильтрата; включают электронагреватель; при непрерывном перемешивании нагревают раствор до заданной температуры, после чего открывают запорный вентиль 1 и включают секундомер. [35]
В связи с тем, что на фильтрацию буровых растворов большое влияние оказывают их коллоидно-химические характеристики, то показатель Ф, следуя В. Оствальду, определяет устойчивость этих систем. [36]
Анализ полученных данных показывает, что водоотдача при фильтрации бурового раствора через цилиндрическую поверхность имеет вид степенных функций, причем, как правило, разница во времени между водоотдачей через цилиндрическую поверхность и другие типы поверхностей возрастает как в абсолютных величинах, так и в процентном отношении. [38]
Согласно исследованиям ряда авторов, переход с одного режима фильтрации бурового раствора на другой отражается в характерных изменениях насыщенности флюидов. Так, по мнению Н.Н. Михайлова, полное вытеснение газа в промытой зоне показывает, что режим вытеснения является автомодельным относительно условий вытеснения. При смене капиллярно-напорного режима вытеснения на капиллярный ( окончание этапа формирования зоны проникновения и начало ее расформирования) продолжается дальнейшее уменьшение коэффициента подвижного водонасыщения с образованием четкого фронта проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт ( как и на стадии формирования зоны) под действием капиллярной пропитки. [44]
Показатель фильтрации жидкости буферной пачки не должен превышать показателя фильтрации бурового раствора в скважине. [45]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Для определения показателя фильтрации бурового раствора при повышенной температуре используется фильтр-пресс ФП-200 ( рис. 11), который предназначен для термообработки и измерения статического и динамического показателей фильтрации. [18]
При значительном времени фильтрации бурового раствора в пласт, которое, как показали эксперименты, проведенные М. Т. Алекперовым, составляет около 1 ч, практически полностью прекращается дальнейшее забивание пор. [19]
В случае малоинтенсивного снижения фильтрации бурового раствора рекомендуется обработку произвести вводом только Kem Pas с целью увеличения активности глинистой фазы выбуренной породы. Перенасыщение раствора полимерами приводит к его расслоению. В этом случае рекомендуется частично обновить раствор свежеприготовленным бентонитовым раствором. [22]
На рис. 54 приведена кинетика фильтрации бурового раствора и ее выражение в логарифмических координатах. [25]
Как уже отмечалось при измерении фильтрации бурового раствора в стандартных условиях ( через бумажный фильтр), до образования фильтрационной корки наблюдается мгновенная фильтрация. После этого объем фильтрата становится пропорциональным квадратному корню из времени. При бурении скважины мгновенная фильтрация может быть весьма значительной, если порода имеет высокую проницаемость, а буровой раствор не содержит частиц такого размера, который необходим для закупоривания порового пространства породы в результате образования перемычки, на которой отлагается фильтрационная корка. Перемычки способны образовывать только частицы, размер которых находится в определенном соотношении с размером пор. Частицы, которые по размеру больше порового отверстия, не могут войти в поры и уносятся потоком бурового раствора; частицы значительно меньшего размера, чем это отверстие, беспрепятственно проникают в породу. Однако частицы определенного критического размера застревают в сужениях поровых каналов и образуют сводовые перемычки непосредственно у поверхности пористого пласта. После образования такой перемычки начинают удерживаться частицы все меньшего размера вплоть до мельчайших коллоидных частиц, в результате в пласт проникает только фильтрат бурового раствора. [27]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Фильтрация бурового раствора характеризует способность жидкой фазы бурового раствора ( фильтрата) проникать в поры пласта-коллектора, в микротрещины горных пород, слагающих стенки скважины. Повышение фильтрации способствует кавернообразованию, осыпям и обвалам стенок скважины, повышению вязкости раствора, ухудшению кол-лекторских свойств продуктивных пластов. [2]
Фильтрация бурового раствора в продуктивные и непродуктивные проницаемые горные породы занимает большое место в технологических процессах строительства скважины. Наряду с изменением коллекторских свойств процесс фильтрации и связанные с ним кольматация пор породы, образование глинистой корки и изменение во времени давления на стенках скважины оказывают значительное влияние на возникновение осложнений и аварий в скважине. [3]
Фильтрация бурового раствора в условиях скважины у вскрываемого продуктивного пласта должна быть минимальной. [4]
Когда фильтрация бурового раствора внутрь продуктивной зоны пласта предполагается значительной, применяют специальные кислотные растворы, содержащие различные добавки поверхностно-активных веществ для увеличения проникновения реагентов в породу и снижения скорости реагирования их с остатками. [5]
Показатель фильтрации бурового раствора является интегральной величиной за промежуток времени, неизмеримо больший, чем период вращения долота. Поэтому он не всегда четко коррелируется с показателями работы долота. Существует даже мнение, что показатель фильтрации не влияет на эффективность работы долота, а корреляционная зависимость механической скорости проходки и проходки на долото от него обусловлена изменением вязкости бурового раствора, всегда сопровождаемое изменением показателя фильтрации. [6]
Роль фильтрации бурового раствора в процессе проходки скважин также неоднозначна. С увеличением фильтрации в забойной части облегчаются условия скалывания и отрыва частицы под долотом в результате действия расклинивающих сил проникающего фильтрата и выравнивания давления вокруг скалываемой частицы, отсекаются газонасыщенные пласты от скважины, и следовательно, снижается вероятность разгазиро-вания раствора пластовым газом. Но при увеличении фильтрации уменьшается устойчивость ствола, на забое и на стенках образуются толстые глинистые корки, которые при бурении необходимо разрушать, затрачивая на это время, энергию и дополнительно изнашивая оборудование. [7]
Величина фильтрации бурового раствора Ф30 строго регламентируется при проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением и продуктивных горизонтов. [8]
Показатель фильтрации буровых растворов определяют объемом жидкости ( дисперсионной среды), собранной в виде фильтрата при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр определенной площади под определенным давлением за определенное время. В стандартных условиях раствор фильтруют при комнатной температуре в течение 30 минут ( или в течение 7 5 минут с пересчетом объема фильтрата на 30-минутное фильтрование) при перепаде давлений на фильтре 0 1 МПа. Кроме того, в ряде случаев показатель фильтрации определяют при перепаде давлений на фильтре 0 7 МПа и выше при комнатной и повышенных температурах. [9]
Показатель фильтрации буровых растворов характеризует их способность отдавать дисперсионную составляющую в пористую проницаемую среду. Увеличение фильтрации буровых растворов способствует росту механической скорости проходки ( см. рис. 5.10, кривая 4) за счет улучшения выравнивания давления флюидов в призабойной зоне и соответствующего снижения отрицательного проявления угнетающего давления. [11]
Повышение показателя фильтрации бурового раствора положительно сказывается на эффективности разбуривания горных пород. При повышенном показателе фильтрации фильтрат быстрее проникает в породу забоя, снижая ее прочность, а также быстрее выравнивает внутрипоровое давление в породе до гидростатического давления столба жидкости. [12]
Определение показателя фильтрации буровых растворов проводят на приборах и установках разных типов и конструкций; в случае необходимости выполнения измерений при повышенных температурах и давлениях используют специальные фильтр-прессы. [14]
Величина показателя фильтрации бурового раствора зависит от температуры и давления, поэтому данные, получаемые на устройстве ВМ-6 при нормальной температуре, относительны. [15]
Фильтрационные свойства бурового раствора, виды фильтрации и их характеристика. Прибор для определения фильтрации.
Фильтрационные свойства, т. е. свойства, связанные с проникновением дисперсионной жидкой среды растворов в контактирующие с ним горные породы и образованием фильтрационной корки на стенках скважины из веществ твердой фазы растворов.
Для характеристики этих свойств измеряют водоотдачу и толщину фильтрационной корки.
Различают 3 вида фильтрации бурового раствора.
1. Призабойная фильтрация приурочена к призабойной зоне. В следствие работы долота происходит уменьшение величины фильтрационной корки и может произойти почти полное ее разрушение. Поэтому фильтрация в этой зоне характеризуется наибольшей водоотдачей и наименьшей толщиной корки.
2. Статическая фильтрация происходит при остановке циркуляции бурового раствора. Например, при смене долота. Корка в этом случае имеет наибольшую толщину. Вследствие этого фильтрация, происходящая после сформирования корки, заметно замедляется. Водоотдача получается наименьшей.
3. Динамическая фильтрация происходит в процессе циркуляции промывочной жидкости. В этом случае происходит гидродинамическая эрозия корки. Величина водоотдачи и толщины корки занимает промежуточное положение между первыми двумя видами.
Величина водоотдачи и корки зависит от ряда факторов, в том числе, от качества бурового раствора. Решающее влияние оказывает степень дисперсности глинистых частиц в растворе. Чем она выше, тем плотнее укладываются частицы фильтрационной корки и тем меньше отверстия для фильтрации воды. В итоге водоотдача уменьшается.
Увеличение степени дисперсности повышает гидратацию частиц твердой фазы, что способствует уменьшению водоотдачи.
Фильтрация увеличивается при увеличении разности давлений между гидростатическим в скважине и пластовым.
При увеличении температуры водоотдача и толщина корки увеличиваются.
Большая величина водоотдачи бурового раствора вызывает ряд негативных последствий:
а) при бурении в слабосцементированных породах вода способствует их осыпанию и обваливанию. В соляных отложениях вода увеличивает размыв и растворение соли, образуя пустоты, каверны;
б) большая фильтрация в продуктивном горизонте может резко снизить возможные дебиты нефти и газа. Вода проникает в пласт и создает дополнительные трудности продвижения нефти или газа к забою. В результате чего увеличиваются сроки освоения скважины, и уменьшается дебит нефти (газа);
в) при большой водоотдаче на стенках скважины отлагается толстая липкая фильтрационная корка. Толстая липкая корка уменьшает диаметр скважины и значительно увеличивает опасность прихвата бурильного инструмента.
Прихват может привести к тяжелой аварии. При спуске и подъеме толстая рыхлая корка может быть причиной длительных проработок ствола скважины. Налипшая на бурильный инструмент (долото, турбобур, УБТ, замки бурильных труб) корка может действовать при подъеме инструмента как поршень и создавать в скважине условия, вызывающие осыпи и обвалы неустойчивых пород. Также может создавать условия для поступления из пласта в скважину газа, нефти и воды, и увеличивать возможность газоводонефтяного выброса.
Толстая глинистая корка отрицательно влияет на качество цементирования скважины, препятствуя прочному сцеплению цементного камня с горной породой.
Статическая фильтрация не дает полного представления о реальной величине водоотдачи в скважине. По данным ряда исследований она составляет 10-30 % от всей водоотдачи. Остальные 10-90 % воды выделяется в процессе циркуляции. Объясняется это тем, что при циркуляции бурового раствора происходит частичное размывание корки. Причем, после некоторого начального периода формирования корки устанавливается равновесие между ее нарастанием и размывам.
Размыв корки начинается с разрушения пограничного или переходного слоя. Пограничный слой образуется над коркой в статических условиях. Этот слой неоднородный. У поверхности корки он практически от нее ничем не отличается. По мере удаления от поверхности корки концентрация твердой фазы в переходном слое падает и на расстоянии 3-5 мм становится равной концентрации бурового раствора.
Высоковязкий структурированный слой является той средой, через которую идет диффузия отделившейся жидкой среды.
Опыты показали, что смыв пограничного слоя не оказывает существенного влияния на водоотдачу. Величина разрушения пограничного слоя и самой корки зависит и от скорости циркуляции бурового раствора. При относительно небольшой скорости циркуляции раствора до 1,5 м/с смывается в основном пограничный слой. При более высокой скорости циркуляции бурового раствора происходит турбулентное течение потока и начинается разрушение корки [3].
Известны исследования, из которых следует, что при турбулентном течении бурового раствора эрозия корки возрастает приблизительно пропорционально квадрату скорости циркуляции.
По мере перехода к нижним слоям корки замедляется ее разрушение. Объясняется это двумя причинами:
1. Увеличением прочности корок от верхних слоев к нижним.
2. По мере размыва корки усиливается фильтрация и коркообразование.
Параллельно с размывом корки идет процесс уплотнения вследствие вымывания крупных частиц и увеличивается плотность укладки оставшихся частиц. При малой скорости течения промывочной жидкости второй процесс может превалировать и статическая водоотдача может оказаться выше динамической.
Фактором снижения динамической водоотдачи является также диспергирование глинистых фракций бурового раствора в процессе циркуляции.
Проходящие в корке процессы осложняются чисто механическими факторами: повреждением и сдиранием корки долотом, турбобуром, УБТ, центраторами, замками бурильных труб в процессе расхаживания бурильной колонны при турбинном бурении.
Дата добавления: 2015-07-11 ; просмотров: 608 | Нарушение авторских прав
Фильтрационные свойства буровых растворов
Находясь в контакте с проницаемыми пластами под давлением, которое превышает пластовоедавление в этих породах, буровой раствор стремится проникнуть в пласт. Если размеры пор соизмеримы с размерами частиц твердой фазы раствора, то в породу может проникать только жидкая фаза. Частицы твердой фазы застревают в ближайших к поверхности породы порах и затем отлагаются на стенке, образуя фильтрационную корку. Тонкая, малопроницаемая и прочная корка задерживает проникновение фильтрата из бурового раствора в пласт, способствует сохранению устойчивости ствола скважины в слабосцементированных породах. Применение бурового раствора, который образует на стенках хорошо проницаемую, рыхлую и толстую фильтрационную корку, может вызвать осложнения:
— затяжки и прихваты бурильной колонны вследствие дифференциального давления или сальникообразования;
— поглощения или газонефтепроявления из-за повышения гидродинамических давлений в стволе суженном толстой коркой;
— обвалы неустойчивых глинистых пород по причине потери прочности под действием фильтрата;
— некачественное разобщение пластов при цементировании как следствие отсутствия непосредственного контакта цементного камня с породой;
— трудности освоения скважины и снижения ее дебита вследствие загрязнения околоствольной части продуктивного пласта фильтратом и твердыми частицами бурового раствора.
Использование бурового раствора, образующего малопроницаемую фильтрационную корку, приводит к понижению скорости бурения, потому что корка, формирующаяся на свежей поверхности забоя, препятствует проникновению фильтрата в породу и выравниванию давления бурового раствора и порового давления в разбуриваемой породе.
Способность буровых растворов отфильтровывать жидкую фазу и образовывать фильтрационную корку на поверхности проницаемых пород принято оценивать величиной водоотдачи (фильтрации) и толщиной фильтрационной корки.
Водоотдачей называют объем жидкой фазы, отфильтровавшейся из пробы бурового раствора при замере, проведенном в установленных стандартных условиях.
Принято измерять водоотдачу в статических условиях при температуре окружающего воздуха. Стандартными условиями замера являются:
Седиментационная устойчивость буровых растворов.
Для нормального течения процесса бурения важно, чтобы буровой раствор был седиментационно устойчивым, то есть, чтобы, находясь в покое раствор удерживал частицы твердой фазы равномерно распределенными по всему объему. Оседание твердой фазы в покоящемся буровом растворе приводит к изменению статического давления его по стволу скважины и создает опасность возникновения газонефтеводопроявлений. В наиболее благоприятном случае оседающие твердые частицы могут образовать осадок в призабойной части скважины, в рабочих и запасных емкостях наземной циркуляционной системы.
Седиментационную устойчивость буровых растворов оценивают по величине двух параметров: стабильности и суточного отстоя. Стабильность определяют разностью плотностей нижней и верхней частей пробы бурового раствора, находившегося в покое в течение 24 часов.
Суточный отстой оценивают по объему жидкой фазы, отделившейся в верхней части пробы бурового раствора, находившейся в покое в течение суток.
Содержание абразивных частей в буровых растворах.
.Присутствие в буровом растворе неглинистых минералов и обломков выбуренной породы делает его абразивным. Использование такого раствора приводит к быстрому износу цилиндровых втулок, поршней, седел клапанов и клапанов буровых насосов, к износу деталей турбобуров.
Водородный показатель- рН
Водородным показателем называют величину, численно равную отрицательному десятичному логарифму концентрации водородных ионов, выраженной в грамм-ионах на литр.
Для чистой вода и нейтральных сред при 25°С рН=7; для кислых растворов рН 7.
Величина водородного показателя играет важную роль при регулировании свойств глинистых растворов.
Вязкость необработанных и некоторых химически обработанных глинистых растворов имеет минимальное значение при рН=8,5.
Органические реагенты, применяемые для разжижения глинистых растворов, обладает наибольшей разжижающей способностью в определенном диапазоне рН.
От величины рН зависит конфигурация молекул и эффективность действия высокомолекулярных реагентов.
По изменению величины рН можно судить о характере посторонних электролитов, попавших в глинистый раствор при бурении.
Некоторые типы глинистых растворов сохраняют хорошие технологические свойства только в узком диапазоне рН.
При работе стальными бурильными трубами во избежание интенсивной коррозии труб рН следует поддерживать в щелочной области.
Трубы из алюминиевых сплавов подвергаются интенсивной коррозии при рН>10.