А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Фільтрат - промивна рідина

Фільтрат промивної рідини робить досить сильний вплив на зниження проникності зразків.

Кореляція вертикального профілю проникності (КПР зразків з кількістю фільтрату промивної рідини (фільтратонасищеніем А ф в зразку керна в цілому (а і в його периферійній частині (б. Оскільки фільтрат промивальної рідини являє собою змочують фазу, то він буде вбиратися в керн по малим порам, витісняючи нафту за великим порам в керноприемника. Цей процес інтенсифікується при наявності в керна тріщин, особливо при кускованіі керна.

Вплив фільтрату промивної рідини на колекторські властивості більш складно. По-перше, проникаючи в пласт, фільтрат рідини на водній основі зволожує породу. Часто в фільтраті містяться хімічні речовини, що сприяють збільшенню гидрофильности породи і, отже, кількості фізично зв'язаної води.

Розчленування продуктивної частини розрізу свердловини за кривими КС н ПС. Видалення фільтрату промивної рідини і дрібнодисперсних частинок-в процесі випробування і експлуатації нафтових і газових свердловин із зони проникнення, що сприяє підвищенню фазової проникності для нафти і газу, відновленню певною мірою природною проникності колектора, а отже, підвищення продуктивності видобувних свердловин.

Вплив фільтрату промивної рідини на колекторські властивості більш складно. По перше, проникаючи в пласт, фільтрат рідини на водній основі зволожує породу. Часто в фільтраті містяться хімічні речовини, що сприяють збільшенню гидрофильности породи і, отже, кількості фізично зв'язаної води.

Проникнення фільтрату промивної рідини починається з моменту розкриття пласта, глибина проникнення залежить від часу впливу репресії.

Системи (фільтрати промивних рідин або водні розчини хімічних реагентів), що знижують величини kz, cocp, AF і підвищують величини Z і Рт системи глина - рідина в порівнянні з показниками у воді, роблять позитивний вплив на стійкість глинистих порід.

Шкідливий вплив фільтратів промивних рідин на стійкість слабо - і среднеувлажненной глинистих порід в меншій мірі позначиться в порівнянні з дистильованою водою, якщо кожне з співвідношень буде більше одиниці. Перше співвідношення показує, наскільки змінюється пластична міцність глинистих порід при контакті їх з фільтратом промивальної рідини в порівнянні з міцністю в дистильованої воді. Друге співвідношення показує, у скільки разів більше пов'язується рідини набухання глиною при контакті її з дистильованою водою в порівнянні з кількістю рідини набухання при контакті глини з фільтратом промивальної рідини. Величини, що входять в третє і четверте співвідношення, характеризують швидкість процесу зволоження глинистих порід.

Глибина проникнення фільтрату промивної рідини в пласт в основному залежить від її якості, характеристики порід і часу контакту промивної рідини з пластом.

Здатний проникати в пласт фільтрат промивальної рідини може привести до розбухання глин (монтморилонітові глини, наприклад, здатні збільшувати свій первинний об'єм в 8 - 10 разів), а при реакціях з флюїдом і мінералами пласта - до утворення емульсій, гелів, зміни в'язкості рідини і смачиваемости порід , випадання нерозчинного осаду. Все це викликає зниження проникності при-скважинной зони пласта, в деяких випадках значне, аж до повного блокування її. Проникнення фільтрату промивної рідини починається з моменту розкриття пласта, глибина проникнення залежить від часу впливу репресії.

Здатний проникати в пласт фільтрат промивальної рідини може привести до розбухання глин (монтморилонітові глини здатні збільшувати свій первинний об'єм в 8 - 10 разів), а при реакціях з флюїдом і мінералами пласта - до утворення емульсій, гелів, зміни в'язкості рідини і смачиваемости порід, випадання нерозчинного осаду.

Частина зони проникнення фільтрату промивної рідини, розташована безпосередньо біля стінки свердловини, товщиною 5 - 10 см, через яку проходить найбільша кількість фільтрату, в результаті чого нефтенасищенность знижується до залишкової (до 15 - 30% і більше), газонасиченості приблизно до 30% (скор .

Розглянуто можливості вилучення фільтрату промивної рідини з привибійної зони пласта. Показано, що навіть для зразків з проникністю 0 4 - 0 5 мкму витягується не більше 80 проник в зразок фильтрате. Це необхідно враховувати при розкритті пластів з погіршеними колекторськими властивостями, тому що вони найбільш схильні до впливу фільтрату промивної рідини.

Крім самокольматаціі взаємодія фільтрату промивної рідини з твердою фазою породи призводить також до поверхневої гідратації, в результаті якої в зоні проникнення збільшується кількість міцно пов'язаного фільтрату, зменшуються ефективна пористість і проникність колектора. Зменшення проникності в зоні проникнення в результаті поверхневої гідратації може становити до 40% початкової. Ефекти поверхневої гідратації і самокольматаціі найбільш типові для заглінізірованних пісковиків, проте дослідження, проведені в Росії і за кордоном, показали, що при сучасних обробках промивних рідин фізико-хімічними реагентами ці явища можуть спостерігатися і для практично безглинистих - чистих колекторів. Ступінь впливу фільтрату промивної рідини на втрати продуктивності залежить від фільтраційно-ємнісних властивостей колектора. В колекторах з погіршеними фильтраци-Онно-ємнісними властивостями в результаті поверхневих взаємодій з породою продуктивність може знизитися в десятки разів.

Якщо зони проникнення фільтрату промивної рідини в газоносні пласти глибокі, то хороші результати дають повторні дослідження НГМ через тривалий час в обсаджених свердловинах (тимчасові виміри), коли в околоскважінном просторі відновлюється первинний розподіл водню.

Від зони проникнення фільтрату промивної рідини інтенсивність /залежить тільки при дослідженні газоносних товщ, так як в цьому випадку відбувається вирівнювання водородосодержанія в околоскважінном просторі проти газоносних, нафтоносних і водоносних пластів, тому при роботі в газовій свердловині необхідно, щоб вона була обсаджена і в прискважинной області відновилося первинний розподіл водню.

Схема проникнення фільтрату промивної рідини в шарувато-неоднорідний пласт і зміна його опору (по М. Гондоуну, А. Хейм. В результаті проникнення фільтрату промивної рідини характер зміни питомої електричного опору пласта в радіальному напрямку визначається в основному співвідношенням води і фільтрату в водоносному шарі і води, фільтрату, нафти і газу - в нафтогазоносній. Для чисто нафтоносних об'єктів вміст газу невелика і їм можна знехтувати. В даному випадку невитесненная пластова вода і фільтрат утворюють суміш, опір РСМ якої залежить від вмісту води і фільтрату.

По-чствертих, в фільтраті промивної рідини містяться в розчиненому вигляді різні хімічні речовини. Деякі з них при взаємодії з речовинами, присутніми в продуктивному пласті, можуть давати нерозчинні опади. В результаті частина порових каналів може бути закрита, перетин інших каналів - звужене.

По-четверте, в фільтраті промивної рідини містяться в розчиненому вигляді різні хімічні речовини. Деякі з них при взаємодії з речовинами, присутніми в продуктивному пласті, можуть давати нерозчинні опади. В результаті частина порових каналів може бути закрита, перетин інших каналів - звужене.

автори показують, що фільтрати промивних рідин на мінералізованою воді в незначній мірі знижують р, а фільтрати розчинів на нафтовій основі майже не роблять шкідливого впливу на ефективну проникність зразків пісковику.

Зіставлення середніх значень ВОНИ за даними лабораторного моделювання, керна, промитим фільтратом, і по промитим пластів. Для зменшення часу проникнення фільтрату промивної рідини в вибурюють керн в зарубіжній практиці використовуються спеціальні долота з полікристалічними алмазними шарошками. Буріння цими долотами проводиться в 5 разів швидше, ніж при звичайному колонній бурінні, і ефект проникнення фільтрату різко зменшується.

Для підвищення кріпить дії фільтратів промивних рідин, стабілізованих гуматний реагентами, доцільно застосовувати спільно з гуматами силікати натрію або калію.

Проникнення в газонасичених пласт фільтрату промивної рідини і утворення адсорбционно-гідратних шарів призводить до різкого зростання показника депресії, що свідчить про виникнення значних капілярних опорів в привибійній зоні пласта. Процеси соляно-кислот-них обробок (СКП), навпаки, знижують величину показника депресії, що обумовлює можливість застосування в ряді випадків в якості продавочной рідини по пласту технічної води, необробленої ПАР.

Привибійна зона свердловини забруднюється фільтратами промивної рідини і цементного розчину і різними хімічно активними речовинами (полімери, солі, наповнювачі тощо), в результаті вся Привибійна зона пласта стає забрудненої і має значно меншу, в порівнянні з віддаленої зоною, фазову проникність.

При розтині продуктивного пласта бурінням фільтрат промивальної рідини проникає в привибійну зону, викликає незворотні процеси, що призводять до зниження нефтепроніцае-мости колектора.

ПЗП прісної води (або фільтрату промивної рідини); при цьому виникають значні опору просуванню нафти до вибою свердловини.

З метою підвищення кріпить дії фільтратів промивних рідин, стабілізованих гуматний реагентами, доцільно застосовувати спільно з гуматами силікати натрію або калію.

В останні роки фізико-хімічної взаємодії фільтратів промивних рідин з потенційно нестійкими глинистими породами приділяється значна увага. розроблено, випробувані і впроваджені рецептури інгібірованих промивних рідин для буріння в ускладнених (осипами і обвалами) відкладеннях глинистих порід: вапняні, гіпсові, хлоркальциевого, малосілікатние і ін. Дослідницькі роботи в цьому напрямку інтенсифікуються з року в рік і вже дають значний позитивний ефект.

Автором було вивчено вплив моделей фільтратів промивних рідин, які застосовувались при бурінні зазначеного інтервалу свердловини СГ-1 Аралсор, на показники набухання глинистих порід і максимальне напруження зсуву систем глина - рідина. Аналіз результатів досліджень показав, що жодна з застосовувалися систем промивних рідин не забезпечує величини узагальненого показника більше одиниці.

Найбільш повне і швидке витіснення фільтрату промивної рідини, що проник в пласт зі стовбура свердловини, відбувається в заводнених колекторах, де швидкість фільтрації рідини по пласту зазвичай вище і розформуванню Зони проникнення НЕ перешкоджають сили поверхневого натягу.

Слід зазначити, що поширення фільтрату промивної рідини в радіальному напрямку абсолютно не бажано, особливо при проходці слабосцементірованних, пухких порід і розкритті продуктивних піщано-глинистих пластів.

Схема капілярного противотока нафти з пласта в свердловину і фільтрату розчину (води зі свердловини в пласт при р3аб Р л. Г Ф. Цим автор обґрунтовує можливість впровадження фільтрату промивної рідини в канали меншого діаметру з витісненням з них нафти в більші, а по ним - в свердловину.

При відсутності або неглибокому проникненні фільтрату промивної рідини в пласт можливий відбір чистого пластового флюїду. Наявність в балоні опробователя великої кількості нафти (понад 1 л) вказує на те, що пласт нафтоносний, якщо ж її зміст в балоні менше 1 л, то характеристика пласта неоднозначна - пласт може бути або нафтоносних з глибокої зоною проникнення, або обводнених з високим вмістом рухомого нафти.

Різке підвищення вмісту солей у фільтраті промивної рідини і погіршення її технологічних показників ускладнило-нормальну проводку цієї свердловини. Було прийнято рішення про підвищення солестійкості промивної рідини шляхом додавання палигорскіту при використанні високомолекулярних стабілізаторів.

Таким чином, якщо нейтронні характеристики фільтрату промивної рідини і пластового флюїду суттєво різняться, то вивчення динаміки розформування зони проникнення за допомогою нейтронних методів (ІНШИМ, НГМ, ННМ-Т) дозволяє виділяти обводнені інтервали продуктивних пластів.

У процесі взаємодії проник в пласт фільтрату промивної рідини або нагнітається води з пластової відбувається порушення рівноваги в системі поверхню колектора - насичують флюїди, яке може привести до значної зміни фізико-хімічних властивостей пласта, що перш за все відіб'ється на провідності колектора. Природно, що такі зміни повинні бути враховані в петрофізіческіх моделях, що застосовуються при інтерпретації матеріалів промислово-геофізичних досліджень.

Рентгенографічне дослідження впливу дистильованої води і водних розчинів поверхнево-активних речовин на разбухаемость Монтморилоніт-вих глин. Можливість проникнення в пласт води або фільтратів різних промивних рідин, в числі яких маються на увазі також фільтрати глинистого розчину, особливих сумнівів не викликала. Так само не викликало зазвичай сумніви, що проникнення їх негативно позначалося на фільтраційної здатності нафтогазоносного пласта. Привибійна зона його, як правило, внаслідок цього безповоротно або з поверненням втрачала якусь частку своєї природної проникності.

Скороченням періоду набухання глинистих порід в фильтратах хлоркалищевих промивних рідин, стабілізованих Лігносульфонати, мабуть, можна пояснити той факт, що ці розчини не запобігають осипання порід, в: апример аргиллитов, а змінюють характер осипання. Підвищені значення Рт і знижені Кь і обумовлюють цим системам кріпить дію короткочасного характеру.

Здатний проникати за цими дефектним місцях або мікротріщин фільтрат промивальної рідини в залежності від хімічного складу викликатиме той чи інший ефект зниження твердості з усіма витікаючими наслідками для стійкості стінок свердловини. При цьому слід вказати на помилковість поширеної думки про значну роль здатності, що змазує нафтопродуктів у втраті стійкості глинистих порід.

Тому в колекторах досліджують практично зону проникнення фільтрату промивної рідини.

Розрізняються розрізи з глибоким і неглибоким проникненням фільтрату промивної рідини. Наприклад, карбонатні розрізи характеризуються більш глибоким проникненням, ніж піщані. При наявності зон пласта, значно змінених внаслідок проникнення фільтрату промивної рідини, рекомендується використовувати установки з великим радіусом дослідження і методику тимчасових вимірів в обсаджених свердловинах методами НГМ, ННМ, ІННМ, яка дозволяє вивчити зміна в часі параметрів зони проникнення в процесі її розформування.

Як уже зазначалося, проникнення води (фільтратів промивних рідин па водній основі) в норовие канали низ-копроііцаемого колектора необоротно знижує єстві тую проникність продуктивного пласта. Вода зв'язується з поверхнею порових каналів внаслідок прояву капілярних): сил н освіти адсорбційних шарів. Очевидно, що здатність порід колекторів взаємодіяти з водою визначається властивостями цих тіл: хімічним складом, типом кристалічної решітки, станом поверхні.

Вплив того чи іншого хімічного реагенту або фільтрату обробленої промивної рідини на стійкість глинистих порід може оцінюватися в першу чергу за показниками набухання цієї породи і величинам А У і Рт в досліджуваній системі в порівнянні з цими показниками в дистильованої воді, як еталонної рідини. Чим менше ступінь і швидкість набухання, а також величина AF і більше період набухання і величина Рт глинистої породи у водному розчині реагенту по відношенню до цих показників в дистильованої воді, тим більш стійка буде глиниста порода при контактуванні з промивної рідиною на водній основі, що містить той ж реагент або ті ж реагенти тієї ж концентрації.

Вплив того чи іншого хімічного реагенту або фільтрату обробленої промивної рідини на стійкість глинистих порід може оцінюватися в першу чергу за показниками набухання цієї породи і величинам AV і Рт в досліджуваній системі в порівнянні з цими показниками в дистильованої воді, як еталонної рідини. Чим менше ступінь і швидкість набухання і величина AF і більше період набухання і величина Рт глинистої породи у водному розчині реагенту по відношенню до цих показників в дистильованої воді, тим більш стійка буде глиниста порода при контактуванні з промивної рідиною на водній основі, що містить той же реагент або ті ж реагенти тієї ж концентрації.

З їх допомогою можна встановити ступінь мінералізації фільтрату промивної рідини ср, при якій дотримується нерівність срсгм і забезпечуються сприятливі умови для попередження обвалення глинистих порід в свердловину.

Це означає, що молекули води в фільтраті промивної рідини, що містить даний електроліт, діють так само на глинистий породу, як і неполярная рідина - гас. Методика була впроваджена на УБР ВПО Оренбурггаз-пром при проводці розвідувальної газової свердловини Червоний Яр № 1 через ордовикские аргіллітовие глини.

Вище було показано, що ефективність промивання колектора фільтратом промивальної рідини і кількість що залишається в поровом просторі пластового флюїду є результатом не тільки колекторських властивостей (k, kn еф), але визначається також і величиною витрати фільтрату через глинистий кірку і зону коли-матаціі, співвідношенням вязкостей рухомих флюїдів, характером смачиваемости породи. В процесі фільтрації в пласт насиченості фільтрату змінюється двома шляхами: через переміщення фільтрату разом з усією рідиною або ефективної дифузії, що складається з молекулярної і конвективного.

Дещо інша закономірність відзначається при проникненні в пористе середовище фільтрату промивної рідини.

РФ і РПВ - концентрація і питомий опір відповідно фільтрату промивної рідини і пластової води, k - коефіцієнт, що залежить від хімічного складу розчинів і температури.

Представляє також інтерес розглянути питання про можливий вплив проникнення фільтрату промивних рідин в процесі буріння на стан привибійної зони в разі, коли продуктивний пласт є газовим або газоконденсатних.