содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10    ..

§ 4. ВЛИЯНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Для предупреждения притоков воды, проявлений нефти и газа, обвалов и осыпей стенок повышают гидростатическое давление в скважине; обычно этого достигают увеличением плотности бурового раствора. Повышение гидростатического давления в стволе скважины вызывает перепад давления против проницаемых пород и фильтрацию в них дисперсионной среды бурового раствора: воды в растворах на водной основе и углеводородной жидкости в растворах на нефтяной основе. Различают три типа фильтрации (водоотдачи): статическую, динамическую и забойную. Статическая фильтрация, или водоотдача, имеет место в том случае, когда буровой раствор в скважине неподвижен; динамическая фильтрация возникает в тот момент, когда раствор течет и омывает стенки скважины с определенной скоростью; забойная фильтрация характеризуется проникновением жидкости в поровое пространство разбуриваемого пласта в момент разрушения горной породы вооружением бурового долота.

Динамическая водоотдача отличается от статической тем, что она возникает вдоль стенок скважины через размытую глинистую корку. При этом глинистая корка нарастает до тех пор, пока не установится равновесие между скоростью ее образования и скоростью эрозии потоком бурового раствора. Когда толщина глицистой корки достигнет равновесной величины, установится постоянная фильтрация водной фазы бурового раствора в пласт. Этим динамическая водоотдача отличается от статической, которая по мере увеличения толщины корки уменьшается. Следовательно, если необходимо уменьшить фильтрационное проникновение воды в пласт, то нужно прежде всего регулировать динамическую водоотдачу; если же необходимо предупредить образование толстых глинистых корок, то следует контролировать и уменьшать статическую водоотдачу.

При вскрытии продуктивных пластов или при заканчивании скважин возникают трудности, связанные с регулированием водоотдачи, вследствие высоких скоростей фильтрации и образования толстых глинистых корок, что приводит к следующим осложнениям.

1. Возникают местные сужения в стволе скважины из-за образования глинистых корок, вызывающих повышение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.

2. При подъеме или спуске бурильного инструмента в суженных участках ствола возникает поршневание жидкости, нарастают импульсы давления вплоть до гидроразрыва пластов.

3. Создаются условия прихвата бурильного инструмента, обусловленного перепадом давления, увеличением площади контакта колонны с глинистой коркой, вызывающие повышенные силы сопротивления движению инструмента.

4. Осложняется первичное цементирование ствола скважины из-за низкого качества вытеснения структурированного бурового раствора, его перемешивания с цементным раствором, а также отделения цементного камня от глинистой корки и непосредственного контакта с горными породами.

5. Возникают затруднения в оценке продуктивности нефтегазоносных коллекторов вследствие заполнения твердой фазой бурового раствора и проникновения фильтрата в пласт, что ухудшает его коллекторские свойства.

I Если продуктивные коллекторы содержат глинистые минералы, то проникновение в них фильтрата буровых растворов может вызвать их набухание и диспергирование, снижая естественную проницаемость пласта. Радиус проникновения фильтрата бурового раствора в проницаемые пласты пропорционален квадратному корню из величины водоотдачи, поэтому величина водоотдачи незначительно влияет на глубину проникновения водной фазы раствора в пласт. Важнейшими проблемами являются кольматация пласта глинистой фазой бурового раствора и снижение проницаемости и пористости из-за отложения глинистой корки. В связи с этим необходимо регулировать толщину глинистой корки; она должна быть более тонкой и малопроницаемой. Снижение водоотдачи раствора до 2—3 мл не означает, что могут быть достигнуты наилучшие результаты при вскрытии продуктивного пласта. Изменение природы и состава глинистой фазы в буровом растворе может оказать большее влияние на толщину глинистой корки, чем на водоотдачу.

При статической водоотдаче в скважине объем фильтрата прямо пропорционален квадратному корню из величины времени фильтрации.

Оценка влияния перепада давления на фильтрацию бурового раствора показывает, что проникновение фильтрата в пласт при статической фильтрации зависит от сжимаемости глинистой корки под действием перепада давления, дисперсности слагающих ее частиц и т. д. В этом случае важно знать сжимаемость и уплотнение глинистой корки, что зависит от свойств слагающего ее материала. Если корка сформировалась из утяжеленного раствора и представлена в основном баритом, то ее сжимаемость будет значительно меньше, чем сжимаемость корки из коллоидальных глинистых частиц. Глинистые корки бентонитовых суспензий сильно сжимаемы, поэтому, уплотняясь, они дают низкую проницаемость и меньшую фильтрацию воды в пласт. Аналогичные зависимости наблюдаются и в флокулированных системах. Фло-кулы полимеров могут настолько снижаться под действием перепада давления, что образуют полупроницаемые полимерные мембраны, не пропускающие воду в проницаемый пласт. В этом аспекте представляет научный интерес изучение фильтрационных процессов полимерных и полимерглинистых суспений под действием высоких перепадов давлений и забойных температур. Из изложенного следует, что для снижения водоотдачи буровых растворов необходимо управлять проницаемостью глинистой корки, изменяя содержание и свойства твердой фазы бурового раствора и используя физико-химические методы (обработку полимерами).

Фильтрацию буровых растворов можно снизить, увеличивая вязкость фильтрата. С повышением вязкости фильтрата количество отфильтровавшейся в пласт жидкости уменьшается, и, наоборот, уменьшение вязкости под действием, например, высокой забойной температуры приводит к росту водоотдачи.

Поскольку забойная температура практически не влияет на свойства твердых компонентов буровых растворов, то повышение водоотдачи в этих случаях связано с изменением вязкости фильтратов и деградацией защитных полимеров при высоких температурах.

Фильтрацию буровых растворов можно регулировать увеличением содержания коллоидной твердой фазы в растворе и обработкой защитными реагентами — понизителями фильтрации, повышающими вязкость фильтрата и снижающими толщину глинистой корки и ее проницаемость. Однако все это приводит к повышению вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига и к неизбежному снижению механических скоростей бурения. По-видимому, наиболее рациональным вариантом может быть снижение проницаемости глинистой корки полимерными материалами, которые не увеличивают вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига, возникающих при истечении из отверстий долота, и предупреждают проникновение фильтрата в пласты. Такими буровыми растворами могут служить композиции полимерных и полимерглинистых буровых растворов с низким содержанием твердой фазы.

Снижения водоотдачи буровых растворов можно добиться добавками нефти, которые, распределяясь в виде глобул, образуют в растворе суспензионно-эмульсионную структуру. При этом снижение водоотдачи достигается обычно при содержании в растворе около 5% нефти. Дальнейшее увеличение ее содержания приводит к резкому увеличению вязкости и к незначительному уменьшению фильтрации. Пропитка корки глобулами нефти снижает ее проницаемость и гидрофобизирует поровое пространство, способствуя снижению ее фильтрационных свойств. Введение в буровые растворы таких полимеров, как КМЦ, крахмал, акрилаты (метас, гипан) и других, влияет на вязкость фильтратов, снижая также водоотдачу буровых растворов.

Влияние перепада давления и возникающей при этом забойной фильтрации бурового раствора на характер разрушения горных пород долотом еще полностью не выяснено. Предполагают, что на буримость горных пород оказывает влияние забойная фильтрация, которая возникает в момент разрушения породы буровым долотом. Так, в работах В. К. Маурера [951 показано, что при перепадах давления 70 кгс/см2 скорость бурения снижается на 70—75%. В лабораторных условиях было установлено, что при гидростатическом давлении 350 кгс/см2 буримость глин снижалась на 70%, кварцитов — на 59% и доломитов — на 53%. Снижение буримости в этом случае объясняется повышенным перепадом давления, который способствует уменьшению лунки разрушения породы зубом долота, а выбуренная порода плотно удерживается на забое, вызывая накопление шлама в зоне разрушения.

На рис. 10 приведена зависимость внедрения зуба долота в породу от действующего перепада давления [95]. Из рис. 10 видно, что по мере увеличения перепада давления до 15 кгс/см2 резко снижается глубина внедрения зуба долота в породу. При промывке водой внедрение уменьшается в 2 раза, при промывке глинистым раствором — до 8 раз. Уменьшение глубины внедрения зуба долота в породу снижает проходку на долото и механическую скорость бурения.

Р. А. Кенингем считает величину перепада давления на забое одним из факторов снижения проходки на долото. Такой же точки зрения придерживаются советские исследователи А. С. Шару-тин, Н. А. Гаджиев, Ш. А. Материн, И. И. Ханмурзин и др.

Р. А. Бобо, Дж. Будро при бурении скважин в штате Техас (США) с продувкой воздухом убедительно показали, что при снятии перепада давления на забое проходка на долото увеличивается в 10 раз и механическая скорость бурения — в 2 раза. Аналогичные результаты были получены и у нас в стране при бурении скважин с продувкой воздухом, осуществляемом ВНИИБТ [49, 51 ].

Влияние дифференциального давления на буримость горных пород, оцениваемое по изменению механической скорости

бурения и проходке на долото, подробно рассмотрено в работах [2, 70]. Забойная фильтрация также оказывает значительное влияние на технологический процесс разбуривания горных пород.

С забойной фильтрацией тесно связано перемещение поровой жидкости, насыщающей разрушаемую породу. В зависимости от перепада давления поровая жидкость может или поступать в скважину (при отрицательном перепаде давления), или находиться без движения (дифференциальное равновесие давлений), или оттесняться фильтратом бурового раствора в глубь породы перед долотом. Количество жидкости или фильтрата, протекающего через плоскость забоя, зависит от давления фильтрации, подвижности жидкости в пласте и степени его кольматации глинистыми частицами бурового раствора. Количество фильтрата бурового раствора, проникшего в разбуриваемый пласт, зависит от соотношения скорости бурения и фильтрации через забой скважины.

Забойную фильтрацию можно определять в лабораторных условиях на специально созданных стендах, имитирующих условия, близкие к скважине [70]. Скорость, с которой фильтрат может опережать разрушение породы долотом, можно рассчитать, рассмотрев случай потенциального истечения жидкостей из кругового источника в бесконечный пласт. Результирующая область проникновения фильтрата в породу забоя является функцией скорости бурения, пористости и проницаемости пласта, степени его обводнения, водонасыщенности, пластового давления и возникающего в процессе бурения перепада давления.

Для оценки проникновения фильтрата через забой можно применить три метода: первый — математический анализ процесса, хотя точного решения потенциального течения жидкостей через пористые среды еще не получено, но максимум и минимум границ проникновения фильтрата в породу может быть определен; второй — электрическая аналогия системы буровой скважины с целью определения скорости фильтрации, предварительно найденной по теории потенциального течения; третий — экспериментальный, требующий создания стенда и методики исследований в условиях, близких к натурным.

Оценка динамической фильтрации математическими методами и методом электрической аналогии проводилась С. К. Фергюсоном и Д. А. Клотцем, которые пришли к выводу, что если пласт не меняет своих физических свойств в процессе бурения и не глинизируется твердой фазой бурового раствора, то возможно проникновение фильтрата на глубину от 1 до 15 радиусов скважины [70]. Однако фильтрация бурового раствора на забое протекает с кольматажем его глинистыми частицами, изменяя пористость и проницаемость пласта. В зависимости от степени кольматажа забоя его проницаемость может снизиться на один-два порядка и более. В этом случае фильтрационные процессы на забое будут резко отличаться от первоначальной фильтрации, когда пласт еще не засорен глинистой фазой бурового раствора. К сожалению, аналитические методы не учитывают этих явлений на забое.

Наиболее надежным методом оценки забойной фильтрации является экспериментальный. С. К- Фергюсон и Д. А. Клотц создали приближенную модель скважины для оценки динамической фильтрации буровых растворов и провели серию исследований на кернах различной проницаемости. В результате их исследований сделаны следующие основные выводы.

1. При забойной фильтрации в зависимости от гидродинамических условий промывки может возникать фронт оттеснения пластовой жидкости фильтратом, устанавливаться равновесие движений фильтрационных потоков в плоскости забоя или перемещение фронта фильтрации из пласта в скважину в случае превышения пластового давления над гидростатическим.

2. Возможная глубина проникновения фильтрата в породу составляет 0,04—0,64 радиуса скважины.

3. Буримость пород зависит не только от количества проникшего фильтрата в пласт, но и от свойств и состава самого бурового раствора. Так, при переходе от промывки глинистым раствором к растворам на нефтяной основе скорость бурения увеличилась более чем в 6 раз.

4. Процесс забойной фильтрации требует дальнейшего изучения и совершенствования методов ее оценки в лабораторных и промысловых условиях бурения.

Рассмотренные работы по оценке влияния фильтрационных свойств буровых растворов на технологические процессы бурения показывают, что при проектировании технологии промывки скважин необходимо внимательно подходить к выбору типа бурового раствора, установлению необходимого гидростатического давления в стволе в пределах требований нормальной проводки скважины. Увеличение твердой фазы, высокая вязкость и повышенные перепады давления на забое могут значительно снизить технические показатели бурения.