Влияние промывочных жидкостей на дебит скважин

15.07.2019

Дисперсионная среда промывочной жидкости, циркулирующей в зоне продуктивного пласта бурящейся скважины, под действием перепада давления Ap фильтруется в пористые и проницаемые пласты. Если в качестве промывочной жидкости используются растворы на нефтяной основе, гидрофобные эмульсии или нефть, то в продуктивные пласты фильтруется жидкость, состоящая из углеводородов. В остальных случаях фильтрат представляет собой воду, содержащую растворенные химические вещества, В большинстве случаев проникновение фильтрата в продуктивные пласты вызывает уменьшение проницаемости продуктивных пластов и, как следствие этого, уменьшение дебитов скважин.

Для оценки вредного влияния фильтратов промывочных жидкостей на дебиты скважин необходимо знать коэффициент восстановления проницаемости в и радиус зоны пониженной проницаемости R1.

Для экспериментального определения коэффициента восстановления проницаемости пользуются прибором для определения проницаемости кернов ВКДВ-1 или другим аналогичным прибором, приспособленным для проведения фильтрации глинистого раствора через керн.

Исследуемый образец керна укрепляют в стальном цилиндре с помощью сплава Вуд или резиновых уплотнений. При этом керн имеет две открытые плоские поверхности. Одна поверхность в процессе эксперимента всегда изображает собой элемент поверхности стенок скважины, через которую осуществляется фильтрация промывочной жидкости из скважины в «пласт». Вторая свободная поверхность сообщается с «пластом». Через нее производится фильтрация нефти из «пласта» в «скважину». Таким образом, керн, помещенный в цилиндре, моделирует участок призабойной зоны пласта, прилегающий к стенке скважины.

В качестве модели нефти используют углеводородные жидкости— смесь трансформаторного масла и керосина, подобранные таким образом, что вязкость нефти соответствует вязкости этой смеси. Так, например, вязкость смеси, содержащей 70% трансформаторного масла и 30% керосина при 20°С, равна примерно 12 спз. Подготовка образцов заключается в обработке их на наждачном круге для получения соответствующих размеров. Выбор длины кернов для экспериментального определения величины р основан на следующем. При фильтрации глинистого раствора через керн частицы глины обычно проникают внутрь керна на небольшое расстояние, в результате чего проницаемость образца будет изменяться по его длине, уменьшаясь с той стороны, откуда фильтровался глинистый раствор. Поэтому при использовании коротких кернов влияние небольшой, но сильно засоренной части будет отражаться на результатах исследования. При использовании кернов длиной 40 мм и более это влияние незначительно и не отражается на результатах исследования.

Перед началом эксперимента производится операция, которая не осуществима в реальных условиях в скважине,— измеряется проницаемость образца для нефти до фильтрации через него промывочной жидкости( определение К0). Следующая операция; фильтрация промывочной жидкости через керн при определенном перепаде давления Ap в направлении из «скважины» в «пласт» в течение времени t (Ар и t выбирают, исходя из фактических значений этих величин для данного месторождения). В процессе эксперимента измеряют количество фильтрата, прошедшего через керн. Керн, содержащий фильтрат промывочной жидкости, выдерживается в течение 24 ч в эксикаторе. Это время необходимо для взаимодействия фильтрата с пористой средой.

Заключительной операцией является восстановление проницаемости керна путем фильтрации через него модели нефти в направлении из «пласта» в «скважину» при различных перепадах давления. При этом скорость фильтрации модели нефти выбирают с учетом фактических скоростей движения нефти в призабойной зоне пласта в процессе освоения и эксплуатации скважин. В наших экспериментах скорости фильтрации модели нефти составляли 0,001—0,003 см/с. Опыт продолжают до тех пор, пока скорость фильтрации не станет постоянной. В заключение измеряют восстановленную проницаемость К1. Вредное воздействие промывочной жидкости на проницаемость керна оценивается коэффициентом восстановления проницаемости

Фильтрация глинистых растворов. Количество отфильтровавшейся жидкости зависит от физико-химических свойств промывочной жидкости и пластов. Фильтрация промывочной жидкости происходит как во время перерывов в циркуляции (статическая фильтрация), так и при циркуляции (динамическая фильтрация).

Для определения количества жидкости, фильтрующейся в проницаемые пласты в динамических условиях Фд, можно использовать следующие эмпирические формулы:

где Ф0 — динамическая неустановившаяся фильтрация в см3 (мл/см2); vд — скорость установившейся динамической фильтрации в см/мин; V — средняя скорость выходящего потока промывочной жидкости в м/сек; Ap — перепад давлений между скважиной и пластом, в кгс/см2; атд — температурный коэффициент динамической фильтрации; tд — продолжительность динамической фильтрации в мин.

где u — вязкость фильтратов соответственно при 20° С и x° С.

Формула для определения количества жидкости, фильтрующейся в пласт во время прекращения циркуляции Фc, получена из решения двух уравнений:

где А и а — площади фильтрации соответственно в приборе и скважине; t1 и tc — продолжительность статической фильтрации соответственно, в приборе и в скважине в ч; a = пDh; t1 = 0,5 ч; D — диаметр скважины в см; mc — коэффициент статической фильтрации; h — суммарная мощность проницаемых пластов в см.

Решая совместно уравнения (66) и (67), получаем

По формуле (68) можно определить количество жидкости, фильтрующейся в проницаемый пласт при температуре 20° С и перепаде давления в 1 кгс/см2. Для того чтобы иметь возможность определить количество жидкости, фильтрующейся в условиях скважины, введем поправки на температуру и давление. Температурный коэффициент статической фильтрации атс можно определить из выражения

С учетом поправок на температуру и давление формула (68) примет вид

С целью проверки формула (70) нами совместно с М.А. Великосельским проведены исследования фильтрационных процессов в статических условиях. Эти условия позволили уточнить формулу (70), которая окончательно имеет следующий вид:

В табл. 49 показаны значения температурных коэффициентов статической и динамической фильтрации для химически необработанных глинистых растворов.

Зависимости атс от температуры для некоторых типов промывочных жидкостей показаны на рис. 74.

Для определения суммарного количества жидкости, фильтрующейся в пласт, необходимо знать время фильтрации, т. е. продолжительность периода между вскрытием пласта и началом схватывания цементного раствора за колонной, а также соотношение между tд и tс.

Фильтрация воды и безглинистых промывочных жидкостей. При использовании в качестве промывочной жидкости воды количество жидкости, проникающей в пласт, зависит от перепада давления между скважиной и пластом, средней водопроницаемости пласта, вязкости жидкости и подсчитывается по формуле
Влияние промывочных жидкостей на дебит скважин

где Kв — эффективная проницаемость пласта для воды в д; u — вязкость промывочной жидкости в спз; Rк — расстояние между скважинами в м; Rc — радиус скважины в м; Ap — разность между забойным и пластовым давлениями в кгс/см2; h — мощность пласта в м.

Формула (72) может быть использована для ориентировочных подсчетов количества воды, проникающей в пласт в процессе бурения скважины.

Вода, поступающая в продуктивные пласты из скважины, не только оттесняет нефть от забоев, но и изменяет физико-химические свойства поровых каналов, снижая их проницаемость для нефти, Вода оттесняет нефть не равномерно, а проникает по наиболее хорошо проницаемым каналам. При этом образуется водонефтяная эмульсия, которая также способствует снижению проницаемости призабойной зоны.

При применении в качестве промывочной жидкости коллоидных растворов типа силикатно-солевых или безглинистых скорость фильтрации таких жидкостей в пласт уменьшается вследствие образования на поверхности порового пространства пленки, состоящей из коллоидного вещества. В пластовых условиях жидкость, проникшая в пласт, может находиться без движения в порах пласта в течение продолжительного периода — с момента окончания бурения до начала освоения скважины. За это время может произойти тиксотропное загустение глинистого раствора, что еще более увеличит закупорку пор.

Определение глубины проникновения промывочной жидкости в пласт. В процессе фильтрации жидкости в пласт, содержащий нефть, происходит частичное вытеснение нефти и заполнение освободившегося порового пространства фильтратом. Глубина проникновения фильтратов промывочной жидкости может быть определена из уравнения

где R1 — радиус проникновения фильтрата в пласт в м; m — пористость пласта; а — коэффициент остаточного нефтенасыщения.

Решая уравнение (73) относительно R1, получаем

Дебит скважины, имеющей зону пониженной проницаемости. В результате проникновения фильтрата в пласт вокруг скважины образуется зона с пониженной проницаемостью K1? отличающейся от проницаемости остальной части пласта К0. Дебит скважины при наличии двух зон с различными проницаемостями можно определить, пользуясь формулой В.Н. Щелкачева

где h — мощность пласта в м; Ap — разность между пластовым и забойным давлениями в кгс/см2; Rк, Rc, R1 — соответственно радиусы контура питания, скважины и зоны с пониженной проницаемостью.

Если принять за эталонный дебит скважины

эксплуатирующей однородный пласт, то уменьшение дебита скважины в результате образования зоны с пониженной проницаемостью можно оценить из сравнения Q1 с Q0, т. е. через коэффициент

или, подставляя значения Q1 и Q0

Для примера на рис. 75 показана зависимость ф1 от R1 при различных р.

Зная величины Ко, в, Ф, Rк и R1 и пользуясь приведенными формулами, можно сравнить влияние различных промывочных жидкостей на продуктивность скважин (табл. 50). Данные, приведенные в табл. 50, показывают, что вода и водные растворы коллоидных веществ наиболее сильно понижают дебит скважины. Глинистые растворы, особенно обладающие низкой водоотдачей, в меньшей степени оказывают вредное воздействие на пласт, чем безглинистые. Нефильтрующиеся жидкости не оказывают вредного воздействия на пласт.


Результаты экспериментов, проведенных с естественными или искусственными кернами, показали, что во всех случаях после фильтрации промывочной жидкости на водной основе проницаемость образцов понижается на значительную величину. Однако восстановленная проницаемость редко достигает 70% от естественной, что указывает на значительный вред, причиняемый продуктивности скважины в результате проникновения фильтратов. Особенно резко снижают проницаемость пластов фильтраты промывочных жидкостей, содержащих коллоидные вещества типа жидкого стекла или КМЦ. Так, после фильтрации силикатно-солевого раствора через искусственный образец его проницаемость была потеряна на 98,1 %.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна