Диссертация (1173023), страница 6
Текст из файла (страница 6)
Без циркуляции бурового раствора она достигает 4,37 мм.При тех же условиях исследовалась зависимость накопленных потерь бурового раствора Qloss от основных параметров фильтрационной корки: проницаемостиkr.k и концентрации частиц твердой фазы С. Результаты расчетов представлены нарисунке 2.3 с учетом и без учета циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве.31Рисунок 2.3 - Изменение накопленных потерь бурового раствора Qloss в зависимости от проницаемости фильтрационной корки kг.к (а) и концентрации частицтвердой фазы С (б) без учета (2.8) и с учетом (2.9) циркуляции бурового раствора вскважине [82]Фильтрационные потери снижаются с повышением содержания твердойфазы и уменьшением проницаемости корки; наибольшая чувствительностьнаблюдается в диапазоне величин kr.k≤ 0,03*10-3 мкм2 и C ≤ 5-6 % при учете циркуляции бурового раствора (смотреть рисунок 2.3).Численные расчеты чувствительности основных характеристик зоны повреждения и показателей очистки ствола скважины в зависимости от основных физических параметров пласта, свойств бурового раствора приведены в работах [82].Суть метода применительно к рассматриваемой задаче заключается в оценке изменения ключевых показателей очистки околоскважинной зоны пласта в зависимостиот изменения одного из исходных параметров, когда все остальные параметрыостаются неизменными.Рассматривалась двухфазная фильтрация жидкостей (нефти и фильтрата) впласте, а также проникновение твердой фазы бурового раствора с изменением проницаемости околоскважинной зоны без образования внешней корки на стенке скважины.32Графическим методом представления анализа чувствительности являетсядиаграмма Торнадо, на которой различные параметры обозначаются разными цветами.
В качестве варьируемых параметров были выбраны следующие:-фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) залежи (коэффициент гидропро-водности kh/μ, соотношение вязкостей фильтрата и пластового флюида μ 0/μu) - зеленый цвет;-свойства бурового раствора (концентрация частиц С; ОФП для фильтратабурового раствора Nu;λt;λm; показатель, определяющий интенсивность сниженияпроницаемости породы с ростом доли удержанных в поровом пространстве компонентов бурового раствора, М) - красный цвет.Для анализа чувствительности перечисленные параметры варьировались относительно базового варианта в пределах ±5 %. Существуют более сложные методы оценки неопределенности, позволяющие точнее определить чувствительность, однако в нашей работе они не рассматривались.Результаты анализа чувствительности характерных показателей параметровзагрязнения, очистки и добычи представлены на рисунке 2.4.Рисунок 2.4 - Диаграммы Торнадо чувствительности потерь фильтрата бурового раствора к параметрам пласта и коэффициентам накопления/выноса компонента бурового раствора из околоскважинной зоны.
[82]Однородный нефтяной пласт толщиной 10 м и проницаемостью 0,15 мкм2, вскрытыйвертикальной скважиной. Скорость бурения 15 м/ч. μ 0/μu = 0,94 при вязкости фильтрата бурового раствора и нефти в пластовых условиях соответственно 0,8 и 0,85 мПа*c; концентрациячастиц твёрдой фазы С = 5%; Nw = 2.33На загрязнение околоскважинной зоны, образование зон кольматации и проникновения фильтрата бурового раствора существенно влияют свойства самогопласта (гидропроводность kh/μ), а также свойства бурового раствора, такие как концентрация твердой фазы С% и доли удержанных в поровом пространстве компонентов бурового раствора, М.
(смотреть рисунок 2.5).Рисунок 2.5 - Диаграмма Торнадо чувствительности установившейся продуктивности скважины с открытым забоем к параметрам пласта и коэффициентамнакопления/выноса компонентов бурового раствора из околоскважинной зоны [82]Таким образом загрязнения околоскважинной зоны сильно зависят отсвойств самого пласта (гидропроводности), бурового раствора (концентрациитвердой фазы, доли удержанных в поровом пространстве компонентов буровогораствора) и скорости циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве.2.3 Закономерности фильтрации буровых растворов в пласт и рольфильтрационных корокБуровой раствор, используемый для первичного вскрытия может быть причинойсерьезного повреждения коллектора [58 и др.].
Понимая это, многие сервисные компании разрабатывают и выделяют в отдельную категорию буровые растворы, основным назначением которых является максимально эффективное вскрытие продуктивных коллекторов с возможностью сохранения или восстановления при освоении ихестественной проницаемости.34Большинство продуктивных пластов на месторождениях России и Казахстана вскрывают с применением растворов на водной основе (РВО), которые иявляются предметом исследования. При этом более половины из них составляютполимерглинистые и безглинистые биополимерные растворы (ИКАРБ, «ФлоПро» и др.), которые в своем составе имеют [68, 73, 80 и др.]:• в качестве дополнительного или основного структурообразователя полимерные материалы (биополимеры, полисахариды, моадифицированные крахмалы и т.п.);• в качестве наполнителей используется кислоторастворимая твердая фаза.История применения таких буровых растворов насчитывает более десятилет, в течение которых были пробурены десятки тысяч эксплуатационных скважин во всем мире.
Масштабное внедрение этой системы на месторождениях России осуществляет компания ЭМ-АЙ СВАКО («Эм-Ай Дриллинг Флуидз») в 1990х годах. Причиной успеха системы является ее относительная простота, легкостьприменения, относительно невысокая стоимость и высокая эффективность.Компонентный состав, реологические и фильтрационные характеристики системы подбираются индивидуально для каждого конкретного коллектора с учетом его строения и состава, горно-геологических условий бурения, методов строительства и заканчивания скважины.Так, базовая рецептура системы «ФлоПро» включает 5-7 кг/м3 биополимера(«Фло-Виз»), 12-18 кг/м 3 модифицированного крахмала («Дуал-Фло», подбираемая для обеспечения синергетического эффекта с биополимером) и 80 -100кг/м 3 карбоната кальция, выполняющего функцию кольматанта. При этом фракционное распределение кольматанта подбирают для каждого коллектора индивидуально с целью обеспечения быстрого формирования тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, используя теорию идеальной упаковки (управляемая кольматация) [67, 105].Растворы на полимерной основе, с кислоторастворимой твёрдой фазой, обеспечивающими поверхностную кольматацию, даёт возможность при освоении удалять КЭ соляной кислотой, характеризуются многокомпонентной рецептурой,включающей дефицитные химические реагенты, причём некоторые из них, являясь35активными ПАВ, проникая в коллектор, видоизменяют характер и направлениедействия капиллярных сил [41].Основные факторы загрязнение продуктивного пласта буровой промывочнойжидкостью:• проницаемостью и толщиной ФК;• проницаемостью и глубиной зоны кольматации в ПЗП;• глубиной зоны проникновения и степенью снижения проницаемостьУФ;• изменением насыщенности в УФ.Как показано на рисунке 2.6, фильтрация буровой суспензии в проницаемуюпороду происходит в следующей последовательности [69]:• мгновенная фильтрация (до образования ФК);• нестационарная фильтрация динамическое (процесс образования ФК);• стационарная фильтрация через сформировавшейся КЭ).Рисунок 2.6 - Процесс фильтрации промывочных жидкости в пласт [69].Мгновенная фильтрация оценивается с помощью лабораторных исследований.На фильтр - прессах при фильтрации промывочных жидкости можно заметить вначале процесса быстрое выделение фильтрата, что соответствует мгновеннойфильтрации раствора.
При перепаде давлений мельчайшие частицы раствора проникают через фильтр до того, как закупориваются поры.36Многочисленными исследованиями установлено, что основу фильтрационныхсопротивлений представляют граничные слои ЗК и ФК, толщина которых составила несколько мм (особенно при наличии в фильтрующем растворе полимерныхреагентов). Эти слои остаются практически не затронутыми ни гидравлическим(интенсивная промывка) ни механическим (проработка ствола) воздействием. Поэтому контроль свойств толщины, проницаемости, структуры фильтрационнойкорки и скорости ее образования являются одним необходимых определений припроектирования промывочной жидкости для качественного первичного вскрытияпродуктивных пластов [14,15,69].Если, технология заканчивания скважин предполагает вторичное вскрытиепродуктивного пласта перфорацией, то наличие такой зоны является благоприятным фактором, так как она затрудняет фильтрацию в пласт при вскрытии бурениеми легко преодолевается современными средствами перфорации, производимыми всреде специальных перфорационных жидкостях.
По этой причине наличие ФК настенках скважины в продуктивной части разреза традиционно воспринимается какмало значимый фактор для последующего вызова притока из пласта при освоении.Тем более что толщина этой зоны при эффективной технологии вскрытия пластовбурением составляет незначительную величину для пробивной способности современных перфораторов. Но для скважин с открытым забоем фильтрационная коркаможет быть причиной существенного затруднения движению флюидов при вызовепритока, что необходимо учитывать при заканчивании скважин.При заканчивании скважины [73,99,114 и др.] происходит загрязнение продуктивного пласта, поэтому процессы фильтрации и коркообразования буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов должны контролироваться и управляться.Фильтрация суспензий представляет собой гидродинамический процесс движения дисперсной системы через пористую перегородку (фильтр, порода) под действием перепада давления (репрессии), в результат которого система разделяетсяна фильтрат и фильтрационную корку.37Поток жидкости, движущейся в пористой среде, характеризуется объемнымрасходом Q.
Скорость фильтрации V определяется как отношение объемного расхода к площади фильтрации S.При строительстве скважин выделяются два вида фильтрации: статическая,происходящая при отсутствии циркуляции жидкости, и динамическая, протекающая в условиях циркуляции буровой промывочной жидкости в скважине.V k gradP ,(2.18)где k - коэффициент проницаемости пористой среды (порода, фильтрационная корка) , Pдавление фильтрации, μ –динамическая вязкость.При плоско - радиальном движении давление и скорость фильтрации зависят только от одной координаты r., при этом во всех горизонтальных плоскостяхполе скоростей и давлений будет одинаковым.Приток к гидродинамически совершенной скважине вскрывшей горизонтальный пласт бесконечной протяженности на всю мощность h и сообщающейсяс пластом через полностью открытую боковую поверхность цилиндра, отделяющую ствол скважины от продуктивного пласта, пример плоско - радиальногофильтрационного потока −,Поток будет также плоско-радиальным при притоке к совершенной скважине радиусаrc, расположенной в центре ограниченного горизонтального цилиндриче-ского пласта, мощностью h и радиусом Rk .Объемный дебит скважины определится по формуле Дюпюи если на внешней границе пласта, совпадающей с контуром питания, поддерживается постоянное давление рk, а на забое скважины постоянное давление р c, пласт однороден попористости т и проницаемости k:Q 2 k p k p clnRk.(2.19)rc38где- динамический коэффициент вязкости; закон распределения - формулойp pk pk pclnRklnRk.(2.20)rrcПроницаемость пористой среды контролируется созданием на стенке скважины ФК, проницаемость которой значительно меньше проницаемости породыпродуктивного пласта [73,104].
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
