все лекции по тампонажным растворам. все лекции тамп р-ров.. Лекция 1 Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов

• Название: Лекция 1 Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов
• Анкор: все лекции по тампонажным растворам
• Дата: 04.04.2022
• Размер: 6.72 Mb.
• Имя файла: все лекции тамп р-ров..docx
• Тип: Лекция; #441973
• страница: 3 из 7

Малосиликатные растворы.

Область применения – неустойчивые глинистые породы;

• 
  присутствие жидкого стекла (Na₂O·nSiO₂) обеспечивает взаимодействие между глинистыми частицами (в стенках скважины) и жидким стеклом – в результате образуется на стенках скважины пленка из продуктов взаимодействия CaSiO₂ – силикат кальция +2;
  
• 
  уменьшают способность глины к катионному обмену, а значит, молекулы воды меньше адсорбируются;
  
• 
  гидратация уменьшается;
  
• 
  задерживается разупрочнение глинистых пород под влиянием этого малосиликатного раствора.
  

Состав:

• 
  основа малосиликатного раствора – глинистый раствор;
  
• 
  добавляют 2-7% жидкого стекла, которое:
  

• 
  обеспечивает крепящее действие;
  
• 
  повышают щелочность рН;
  
• 
  выполняет функции антиоксиданта органических реагентов.
  

• 
  для снижения Ф₃₀↓ вводят КМЦ, так как при высоких температурах усиливается термоокислительная диструкция, а антиоксидант – жидкое стекло замедляет.
  

Особенность:

• 
  если вводят сначала жидкое стекло, а потом КМЦ – раствор загущается;
  
• 
  к малосиликатным растворам сначала вводят в глинистый раствор жидкое стекло, то молекулы жидкого стекло адсорбируется глинистыми частицами, а ввод КМЦ – загущает раствор, так как усиливается связь молекул H₂O и КМЦ – подвижность снижается;
  
• 
  если вводят сначала КМЦ, то последующий ввод жидкого стекла ослабляет взаимодействие частиц глины и воды – разжижение очевидно рН↑ после ввода жидкого стекла, а в щелочной среде идет диструкция молекул КМЦ – разжижение, так как снижается молекулярная масса КМЦ.
  

Очевидно – связано с активностью силикатионов SiO_2, которые взаимодействуют с глинистыми частицами, адсорбируясь на них – вытесняя молекулы КМЦ.

• 
  повышение щелочности за счет введения Ca(OH)₂ – известь, NaOH (рН↑);
  
• 
  снижение фильтрации достигается за счет ввода крахмала (разветвленный полимер);
  
• 
  удерживающая способность увеличивается за счет ввода полыгорскита, асбеста;
  
• 
  улучшение смазочных способностей – за счет ввода нефть + графит (в том числе снижают Ф₃₀↓.
  

• 
  если сначала вводят КМЦ, а потом жидкое стекло – раствор разжижается, очевидно, ввод жидкого стекла вызывает глобулизацию молекул КМЦ;
  
• 
  для разжижения и увеличения ингибирующей способности вводят NaCl – коагулятор.
  

Также малосиликатные растворы могут быть и пресные, и вплоть до насыщения.

Для разжижения таких растворов применяют:

• 
  нитролигнин;
  
• 
  ПФЛХ (при небольшом содержании соли).
  

Термостойкость таких растворов до 180-200°С (так как жидкое стекло повышает термостойкость). Проблемы возникают в регулировании свойств в присутствии двухвалентных катионов, так как возникает реакция жидкого стекла с образованием нерастворимых силикатов:

Na₂O·nSiO₂+Ca⁺²→CaSiO₂

Для их связывания применяют Na₂CO₃: Ca⁺²+ Na₂CO₃→СaCO₃

Ионы SO₄^-2 – нежелательны (из гипса ангидрита), поэтому при попадании в раствор SO₄^-2, их осаждают хлористым барием:

SO₄^-2+BaCl₂→BaSO₄+Cl или BaCO₃+ SO₄^-2→ СaCO₃+ BaSO₄

2. 
   Кальциевые глинистых растворы.
   

Применяют для разбуривания неустойчивых глин, глиносодержащих пород, особенно в интервалах содержащих пласты с АВПД (можно их утяжилять, так как глина в растворе плохо диспергирует раствор малой вязкости). Ингибирующим компонентом является находящийся в фильтре катион Ca⁺², который взаимодействует с обменными катионами глин, превращает их в Ca⁺² - вую, уменьшая их способность к гидратации и диспергированию в растворе, а также повышает сопротивляемость глин разупрочняющему действию глинистого раствора - повышает устойчивость стенок скважин. Разновидности Ca⁺² (калициевых) растворов.

2.1. Известковые глинистые растворы:

а) с высоким рн (содержанием Са⁺² до 200 мг/л);

б) с пониженным рН (Са⁺² катионов до 800-1000 мг/л).

2.2. Гипсовые.

2.3. Хлоркальциевые глинистые растворы (высококальциевые растворы).

2.1. Известковые:

а) с высоким рН (рН=12, Са⁺² до 200 мг/л):

- основа глинистый раствор;

- известь в виде известкового молока, источник Са⁺² это Са(ОН)₂;

- разжижитель нужен, так как при вводе Са(ОН)₂ происходит коагуляция, для устранения которой добавляют ССБ. ССБ - традиционный разжижитель, однако ССБ разжижает при условии, если содержание Са⁺² в фильтрате не более 200 мг/л, т.е невысокое.



Поэтому растворимость Са(ОН)₂ надо уменьшать, что бы вязкость была не очень высокая - регулируют вводом NaOH:



- при содержании NaOH 5 г/л рН раствора = 12 (Са⁺² - 200 мг/л);

- комбинация ССБ и NaOH дает хорошую текучесть глинистому раствору;

- Ф₃₀ уменьшается за счет добавок УЩР, КМЦ, полиакрилатов;

- уменьшают загущение при увеличении температуры зачет введения хроматов (Na₂Cr₂O₇, K₂Cr₂O₇).

Порядок ввода реагентов в глинистый раствор:

сналала: ССБ + NaOH;

потом: +Ca(OH)₂;

далее: + УЩР, КМЦ или полиакрилаты.

Особенности свойств известковых растворов:

- характерны низкие значения СНС (слабоструктурные растворы);

- хорошая текучесть - низкая вязкость;

высокое рН (щелочная среда, рН=12).

Преимущества:

- способность сохранять текучесть (подвижность) при высокой концентрации глины;

- глина, попадающая в раствор не диспергируется, не распадается, поэтому вязкость раствора при перебуривании глинистых пород мало меняется, что особо важно для применения тампонажных растворов (для АВПД), поэтому:

- высокая стойкость к агрессии электролитов.

Недостатки:

- высокое содержание твёрдой фазы;

- склонность таких растворов к интенсивному загустеванию при повышенных температурах, для устранения необходимо вводить хроматы, а без них температурная стойкость не более 130 градусов С, т.к. при ее увеличении Галина реагирует с известью.

б) известковые с пониженным рН (Са+2 до 800 -1000 мг/л):

- устраняют недостаток - загустевание при температуре более 130 градусов С;

- если вместо ССБ для расжижения ... то не надо уменьшать растворимость извести (см. выше в зависимости от содержания NaOH), вязкость нормальная при 200 мг/л;

- для такого раствора содержание NaOH еще ниже, чем в обычном известковом растворе (менее 5 г/л NaOH) - поэтому рН низкое;

- добавками Са(ОН)₂ можно обеспечить содержание Са⁺² до 800-1000 мг/л, при этом рН 8.5-9.5 (т.е. оптимально);

- для уменшения Ф₃₀ необходимо вводить КМЦ;

- ввод хроматов увеличивает термостойкость до 160 градусов С (т.е. с низким рН за счет ввода кислых реагентов окзил и ФХЛС вместо ССБ и NaOH).
2. Гипсовые растворы:

- CaSO₄ * 2H₂O - поставщик Са⁺²;

- содержание Са⁺² до 800-1200 мг/л;

- для разжижения применяют окзил (окисленный и замещенный лигнин) или ФХЛС (феррохромлигносульфонат);

- растворение гипса приводит ....;

- для рН применяют Са(ОН)₂ и в небольших количествах NaOH;

- источник Са⁺² - CaSO₄ * 2H₂O (гипс) или строительный гипс - алебастр (CaSO₄ * 0.5H₂O);

- для уменьшения Ф₃₀ применяют КССБ, крахмал, КМЦ, нефть (+графит);

- для повышения термостойкости применяют хроматы;

- рН = 8.5-10 таких растворов (т.е. оптимально).

Особенности гипсовых растворов:

- по сравнению с известными растворами гипсовые более подвижные, незагустевают и более просты с точки зрения устранения загустевания - они более текучие.

Недостаток:

- высокая концентрация твёрдой фазы в растворе.
2.3. Хлоркальциевые растворы - это высококальциевые растворы:

- в них стремятся еще более повысить содержание Са⁺², так как не всегда сохраняется устойчивость стенок скважин при бурении с другими растворами - известковыми и гипсовыми;

- CaCl₂ хорошо растворимые в воде до 726 г/л.

Область применения:

- неустойчивая породы, аргилитосодержащие толши, устойчивость стенок скважин в них повышается, так как CaCl₂-растворы позволяют достигать содержание Ca⁺² до 4000 мг/л. Это создаёт сложности в регулировании свойств;

- обеспечение низкой водоотдачи - уменьшение Ф₃₀ засчет ввода крахмала или КССБ;

- необходимо повышать рН, так как при вводе CaCl₂ падает рН раствора - NaOH - не подходит, надо рН увеличивать с помощью Са(ОН)₂.

Состав СаCl₂ - растворов:

- глинистый раствор основа;

NaOH: - не вводят, поэтому глины устойчивые и не диспергируются;

- и потому что NaOH- уменьшает растворимость Са⁺², следовательно для повышения щелочности рН применяют Са(ОН)₂;

- для разжижения применяют ФХЛС или окзил (кислые реагенты);

- для снижения Ф₃₀ вводят крахмал или КССБ;

- СаСl₂ источник катионов Са⁺² до 4000 мг/л.

Особенности СаСl₂ - растворов:

- преимущества:

- низкие значения рН =8.

- недостатки:

- относительно высокая водоотдача, так как при высоком содержании Са⁺² эффективность реагентов низкая;

- термостойкость до 100 градусов С - низкая.

3. 
   Калиевые или хлоркалиевые растворы, глинистые КСl- растворы.
   

Назначение:

- бурение в не устойчивых глинистых породах.

Применение КСl растворов обусловлено:

особыми свойствами К⁺, который обладает:

- высокой подвижностью;

- способностью проникать в глину (межплоскостное пространсто);

- имеет размеры, соответствующие размеру лунки тетраэдрического слоя глинистых минералов между атомами кислорода;

- попадая в межпакетные промежутки кристаллической решётки глин К⁺ прочно скреплят частицы глин между собой, уменьшая способность глины к гидратации и диспергированию.

Тетраэдрический слой у монтморилонита:






Состав КСl глинистых растворов:

- КСl источник К⁺ в концентрации 50-70 г/л (5÷7 % КСl);

- так как катионы К⁺ в присутствии других катионов теряют подвижность и уменьшают принимающую способность, то 2-х валентные катионы надо связывать К₂СО₃ (Са⁺ + К₂СО₃ → СаСО₃ - карбонат калия);

- если рН будет понижается, то для повышения щелочности надо вводить КОН, то есть вводят теже К⁺ катионы;

- разжижают раствор за счет ввода КССБ + КМЦ или если не достаточно, то окзил или ФХЛС;

- пеногаситель Т-66 - флото реагент.






ЛЕКЦИЯ 11. Факторы, обусловливающие поглощение .
При анализе фкторов,которые обусловливают поглощение буровых и тампонажных растворов рассматривают следующие:

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ:

Среди геологических факторов выделяют следующие свойства горных пород : пористость, закарстованность-наличие карстовых полостей как результат растворения карбонатных горных пород мигрирующими подземными водами , степень доломитизации-зависящая от количества замещений известняка СаСО₃ доломитом MgCO₃ который занимает в кристаллизованном виде меньшее пространство в структуре доломитизированного известняка по сравнению с исходным известняком , степень нарушенности пород, трещиноватость,наличие интервалов тектонических нарушений и раздробленных пород.

Эти факторы анализируются по данным геологического разреза и литологического разреза по скважине на стадии проектирования геолого-технического наряда(ГТН ) и необходимым образом учитываются при обосновании методов устранения поглощений в процессе выполнения технологических процессов бурения скважин в соответствии с разработанной технологической картой тампонирования при работах по ликвидации поглощений.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ:

Обусловливают интенсивность воздействия на горную породу в процессе бурения или выполнения других работ в процессе строительства скважин. Под воздействием этих факторов происходят процессы:

1. 
   Развиваются трещины увеличиваясь в размерах, а также каналы в горных породах;
   
2. 
   Нарушается сплошность скелета горных пород;
   
3. 
   Возникает гидроразрыв горных пород с увеличением раскрытия их каналов и трещин, в случае, если возмущающие усилия превышают предел прочности горной породы.
   

Среди технологических факторов рассматривают следующие:

1) Состав и технологические свойства промывочных жидкостей и тампонажных растворов –плотность ,реологические и структурные свойства ;

2) Режим промывки скважины который характеризуется максимальным давлением на насосе -P_max, максимальной производительностью насоса-Q_max, величиной скорости восходящего потока бурового раствора в зазоре между наружной поверхностью бурильной колонны и стенками скважины - V_вп).

Рис.29. Схемы скоростей в затрубном пространстве при различных режимах течения промывочной жидкости.

Из приведенной схемы эпюр скоростей в затрубном пространстве видно,что в случае турбулентного режима течения бурового раствора величина скорости течения в пристенной части является значительной,что может приводить к размыву стенок скважины ,открытию пор и трещин ,а также возникновению поглощений.

При ламинарном режиме течения эта пристенная скорость течения раствора равна нулю ,а значит размыв глинистой корки и стенок скважины отсутствует и исключается вероятность возникновения поглощения.

Следовательно при проектировании параметра расход бурового раствора необходимо выбирать его величину,обеспечивающую ламинарный режим течения в затрубном пространстве.

3) Конструкция скважины

Чем больше опущено в скважину обсадных колонн, тем меньше интервалов поглощения, т.к. обсадные колонны сохраняют стенки скважины от влияния факторов ,обусловливающих поглощение бурового раствора-размыв стенок скважины ,воздействие вращающейся бурильной колонны при бурении и ее муфтовозамковых соединений при выполнении спускоподъемных операций.

4) Тип соединения бурильных труб

При муфтозамковом соединении вероятность поглощения более высокая тк выступающие за поверхность бурильных труб муфты и замки способствуют разрушению стенок скважин при выполнении спускоподъемных операций.

При ниппельном – вероятность поглощения меньше, т.к. в меньшей степени гладкоствольная колонна бурильных труб разрушает стенки скважины.
5) Спускоподъёмные операции (СПО)

Способствуют возникновению динамичных нагрузок на стенки скважины. При увеличении давления на стенки скважины происходит раскрытие трещин, гидроразрыв пород – при спуске колонн в скважину.

При уменьшении давления на забой (эффект поршневания) происходит отрыв корочки от стенок скважины, что приводит к притоку флюидов – при подъеме бурильной колонны.
Выделяют 2 вида поглощений:

1-ого рода. Обусловлено геологическими факторами и естественной проницаемостью:

Рис.30. Схема к пояснению поглощений 1-го рода.
Pг.ст+Pг.д. >Pпл+Pp (42)

Pг.ст =ρ gZ

Pг.д.- гидродинамическое давление, обусловленное движущимся потоком жидкости;

Pпл - пластовое давление флюида жидкости в продуктивном коллекторе;

Pp - давление для преодоления сопротивлении при течении жидкости в порах и трещинах горной породы.
2-го рода. Обусловлено совместным действием технологических и геологических факторов,обусловливающим увеличение проницаемости горных пород:

Условие возникновения поглощения 2-го рода записывается в виде

Pг.с. + Pг.д.>Pпл+Pδ+Pc (43)

Pг.с. + Pг.д – обусловливают технологические факторы;

Pпл+Pδ+Pc - обусловлены геологическими факторами;

Где:

Pδ - боковое давление горных пород в интервале тампонирования;

Pδ = λ (Pг.с.-Pпл)

λ - Коэффициент бокового распора;

λ= где - коэффициент Пуассона

Pг. - геостатическое (горное)давление горных пород :

Pг. =ρ_п.cpgZ

ρ_п.cp- средневзвешенная плотность вышезалегающих горных пород;

Pc - временное сопротивление скелета горных пород на разрыв


Рис.31. Схема к пояснению поглощений 2-го рода.
Технологические факторы, обусловливающие поглощение:
1. Состав и свойства горных пород

А) Плотность

-если ρ gZ +Pг.д. >Pпл+Pp

а ρ_pgZ+Pг.д.= Pпл+Pб+Pc

то тогда предельная плотность бурового или тампонажного раствора, превышение которой сопровождается возникноваением поглощения:

I рода ρ _р.пред ≤ (45)

II рода ρ _р.пред ≤ (46)

Плотность в данном случае является регулируемым параметро и ее регламентирование является методом устранения поглощения при выполнении технологических процессов .
Б) Статическое напряжение сдвига тампонажного раствора


Рис.32. Схема возникновения условий при прокачивании тампонажного раствора

Рн – давление насоса;

dв – внутренний диаметр бурильных труб;

Dн – наружный диаметр бурильных труб;

Dс – диаметр скважины.
Fт - усилие при прокачивании тампонажной смеси через бурильные трубы (за счет сдвига тампонажной смеси при прокачивании через сечение)

Fт = (47)

Насос должен преодолеть усилие для преодоления сил сцепления между стенками трубы и структурой тампонажного раствора.

F_т = dвL θ (48)

Приравняв:

P_н = L θ

Тогда:

Рн = (49)

В кольцевом пространстве возникают:

Fк – усилие для преодоления сил сцепления со стенками скважины и наружной поверхностью труб.

Fк = Dс Lθ + Dн Lθ, или (50)

Fк = θ L (Dс + Dн) (51)

Fк – усилие для преодоления сопротивления при прокачивании смеси по кольцевому пространству

Тогда с учетом работы насоса для преодоления сопротивлений в кольцевом сечении:

Fк = Pн (52)

θL(Dс + Dн) = Pк (53)

Тогда:

Pк =

Или Рк= (54)

Суммарное значение давления для преодоления сопротивлений внутри бурильной колонны и в затрубном сечении:

Pс=Рн+Рк (55)

Необходимо выполнять условие:

Pmax Pс = +

Чем больше статическое напряжение сдвига тампонажного раствора , тем больше вероятность возникновения поглощения, за счет создоваемых сопротивлений при прокачивании такого тампонажного раствора.
В) Реологические параметры

В соответствии с уравнением Дарсн-Вейсбаха потери давления на преодоление гидродинамических сопротивлений :

Рг.д. = λ_с -

Где: (56)

λ_с- коэффициент гидравлических сопротивлений;

l - длина канала;

d– диаметр;

V - скорость течения;
для ламинарного режима течения тампонажной смеси:

λ_с= (57)

Rе– параметр Рейнольдса

Rе = ; - кинематическая вязкость (58)

=

Тогда:

Rе= = (59)

Анализируя формулы (56) и (59) можно сделать вывод, что при увеличении пластической вязкости тампонажного раствора ( ↑) снижается величина параметра Рейнольдса (Re), что приводит к росту коэффициента гидравлических сопротивлений (λ_с↑) и закономерному возрастанию гидравлического давления (Рг.д.↑ ).

Следовательно применение тампонажных растворов с более высокими значениями реоогических параметров будет способствовать увеличению рисков возникновению поглощений.
Г) Гидродинамические нагрузки при СПО

При подъеме необходимо заполнять ствол скважины для создания противодавления на пласт. В противном случае произойдет выброс пластовых флюидов, отрыв корки, возникнет гидроразрыв пород, что приведет к поглощению.
При спуске бурильной колонны увеличивается давление на забое т к за счет вязкостных свойств бурового раствора и взаимодействия структуры его со стенками бурильной колонны возникает плоскость торможения ,обусловленная противоположно направленными векторами скорости течения раствора,которая спобствует увеличению давления на забой и риска возникновения поглощения :


Рис.33. Эпюры скоростей при спуске бурильной колонны

В этом случае:

Pз = Pг.ст.+Pг.д. (60)

Vn- скорость подъема или спуска не должна превышать 2 м/с (Vn 2 м/с)

Возникновение при спуске плоскости торможения вызывает периодичное увеличения давления на забое, что способствует раскрытию трещин, возникновению гидроразрыва пород и поглощению.
В процессе подъема бурильной колонны возникновение плоскости торможения тоже обусловливает взаимодействие структуры раствора с поверхностью стенок бурильных труб:



Рис.34. Эпюры скоростей при подъеме бурильной колонны

При подъеме бурильной колонны плоскость тормажения вызывает эффект «поршневания», способствующего уменьшению давления на забой. Это приводит к отрыву корки от стенок скважины и может вызвать обвалы этих стенок, приток флюидов в скважину.
ИССЛЕДОВАНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ

Проводятся для определения основных характеристик интервала поглощения:

1. 
   Морфологии (какими структурными элементами представлен интервал поглощения,например, карстовая полость или трещинно-пористые породы и др.;
   
2. 
   Раскрытие каналов – характеризует интенсивность поглощения;
   
3. 
   Определение интервалов залегания проницаемых коллекторов;
   
4. 
   Дебит поглощения;
   
5. 
   Мощность горизонта (определяется по керновым пробам; интервалы трещиноватости – возможно поглощение).
   

Это необходимо для того, что бы:

1. 
   Выбрать состав и вид тампонажного раствора;
   
2. 
   Обосновать параметры тампонажного раствора;
   
3. 
   Обосновать технологию и способ тампонирования;
   

Для этого определяются следующие характеристики:
Индикаторная диаграмма (строится на основе данных гидродинамических исследований, которые заносятся в журнал наблюдений)


Рис.35. Индикаторная диаграмма

• 
  Режим фильтрации (позволяет определить особенности морфлолгического строения, раскрытие каналов и оценить поглощающюю способность).
  

Формула Смрекера позволяет записать зависимость дебита поглощения от перепада давления с учетом коэффициента интенсивности поглощения проницаемой среды:
Q = K_c ( )^nc

Где:

K_c- коэффициент характеризующий интенсивность поглощения при перепаде давления; = 0,1 МПа

n_c - показатель степени характеризующий режим фильтрации.

Рис.36. зависимость дебита (Q) от перепада давления ( Р) для различных по проницаемости сред

n_с = 0,5 – трещино-кавернозная среда;

n_с = 1,0 – среднепористая среда;

n_с 1,0 – мелкопористые породы.
ВИДЫ МОДЕЛЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ:
а) закон Краснопольского-Шези.

Модель для трещино-кавернозных пород: c трещинами раскрытия каналов δ=(0,1 )мм :

Q₁ = K₁ ( ^0,5, n_c = 0,5 (61)

б) закон Дарси.

Для среднепористых пород δ от 10 мкм до 0,1 мм

Q₂ = K₂ , n_c = 1 (62)
в) Для мелкопористых пород δ - несколько мк

Q₃ = K₃( ², n_c = 2,0 (63)
ОБОБЩЕННЫЙ ЗАКОН ФИЛЬТРАЦИИИ - учитывает фильтрацию для трех сред поглощающих пород:
Q = Q₁+Q₂+Q₃ (64)

Q= K₁ ( ^0,5+ K₂ + K₃( ² (65)
K₁K₂K₃ –Коэффициенты приемистости, характеризуют интенсивность поглощения.

Коэффициенты приемистости имеют размерность:

K₁=[

K₂=[

K₃=[
Для определения K_1,K_2,K₃ необходимо иметь результаты в виде журнала наблюдений.

ЛЕКЦИЯ 12. Методы определения коэффициентов приемистости
Методы определения коэффициентов приемистости K_1,K_2,K₃
1ый метод АНАЛИТЧИЕСКИЙ

На основе данных журнала наблюдений строится индикаторная диаграмма в координатах: Q=f( P)

Рис.37. Индикаторная диаграмма

Для произвольно выбранных 3-х режимов (точек диаграммы) записываем систему из 3-х уравнений:

Q₁= K₁ ( ^0,5+ K₂ + K₃( ²

Q₂= K₁ ( ^0,5+ K₂ + K₃( ² (66)

Q₃= K₁ ( ^0,5+ K₂ + K₃( ²

Получаем: K₁ K₂ K₃

Проверяем подстановкой в обобщенный закон известные значения K₁K₂K_3. При этом табличные значения Qт должны быть равны расчетным Qр.

Qт = Q= K₁ ( ^0,5+ K₂ + K₃( ²
Далее делаем ВЫВОДЫ:

1) К какой среде приурочен интервал поглощения.

Если K₁K₂K₃

примерно равны, то интервал поглощения приурочен к трём средам; если преобладает какой – либо член в обобщенном уравнении, то интервал поглощения приурочен к данной Qр среде.

1. 
   Q_(2p) Q_T(2p) - табличное значение из журнала наблюдений (ошибка составляет неболее 10%).
   

2ой метод ГРАФО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД


Рис.38. График для определения параметров Кс и n_с по графо-аналитическому методу

Такой метод применяется в том случае, если фильтрацией в малопористой среде можно принебречь (Q₃ 0).
Q_с = Q₁+Q₂+Q₃

При Q₃ 0 Q_с = Q₁+Q₂

Q_с = K_c( ^nc= K₁ ( ^0,5+ K₂ (67)

Тогдапрологарифмуем:

Q_с = K_c( ^nc; lgQ_c=lgK_c+n_clg (68)

lgK_c→ K_c

tgα = n_c

n_c= (69)

Найдя коэффициент приемистости Кс и показатель степени n_с переходим к нахождению коэффициентов приемистости K₁ и K₂ в правой части уравнения.


Рис.40. Индикаторная диаграмма в координатах Q=f( P)

Используем значения K_cиn_c

K_c ( ^nc= K₁ ( ^0,5+ K₂( (70)

K_c ( ^nc= K₁ ( ^0,5+ K₂(

Из системы двух уравнений находим значения параметров А₁ и А₂

Тогда:

K₁ = K_cA₁A₁, A₂ - параметры сокращения

K₂ = K_cA₂

Окончательная запись уравнения с найденными значениями коэффициентов:

K_c ( ^nc= K₁ ( ^0,5+ K₂( (71)
Проверяем:

1) Среда поглощения

n_c- характеристика среды поглощения, то

если n_c=0,5 трещинно-кавернозная среда

n_c=1 среднепористая среда
Анализируем:

По величине коэффициентов приемистость в правой части K₁ и K₂ определяем среду поглощения в зависимости от значения члена в правой части с этими коэффициентами.

K₁ и K₂ в %, приуроченность к среде

2) Для точек 3 и 4 проверяем правильность уравнения (эти точки не задействованы при составлении системыиз двух уравнений)

K_c ^nc = Q_p^(c)

Q_p^(з) = K₁ ( ^0,5+ K₂( для 3 точки

Q_p^(c)₃ Q_p⁽³⁾ Q_т.з. - сравниваем с табличными значениями
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ОБОБЩЕННОГО ЗАКОНА ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИНТЕРВАЛОВ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ:

1. 
   При проведении эксплуатационных работ в пределах нефтегазоносных коллекторов
   
2. 
   Разработка мероприятий по ликвидации поглощений промывочной жидкости и ТС
   
   1. 
      Определяются режимы наблюдений и проводятся гидродинамические исследования
      
   2. 
      Построение индикаторной диаграммы
      
   3. 
      Выбирается метод определения коэффициента приемистости --- если аналитический метод,
      

то сначала определяются коэффициенты K₁, K₂, K₃, затем определяется

q₁ - коэффициент удельной приемистости по Kmax
q₁ = (72)

S_ф суммарная площадь фильтрации

S_ф = nD_ср h_o

D_ср - средний диаметр скважины в интервале тампонирования;

h_o- мощность интервала осложнения
Если каналы и трещины до 1,0 мм

0,1 q₁ 1.0;

если каналы и трещины до 10 мм,

q₁ 10

Выбирается вид и размер наполнителей по величине q₁
- если графоаналитический метод,
то используются значения K_c и n_c; а также K₁ и K₂


Рис.41. Значения условного диаметра при различных величинах n_с

если мощность интервала осложнения

h_o= 0,5 1,0 м → d_k = 1 d_усл

h_o= 1 ,0 м→ d_k = 1/3 d_усл

h_o= → d_k = 1/ 10 d_усл
В зависимости от диаметра каналов выбираем тип, вид, размер наполнителя (см. методичку, 2006 г.)
Далее выбираем вид, состав и свойства тампонажной смеси, определяем параметры и методы регулирования параметров, выбираем способ тампонирования (способ приготовления, доставки, последовательность операций при тампонировании)
СКИН ЭФФЕКТ (СКИНОВОЙ)

Это эффект, связанный с изменением проницаемости интервала продуктивной залежи или интервала тампонирования.
Изменение проницаемости может происходить из-за:

1. 
   Набухание глиносодержащихпропластов или пластов в следствие чего проницаемость уменьшается.
   
2. 
   Поступление в каналы, поры, трещины глинистых частиц и других частиц бурового шлама, который закупоривает поровое пространство, вследствие чего уменьшается проницаемость.
   
3. 
   Промывка трещин и пор за счёт суффозии (размыв стенок скважин за счёт гидродинамических потоков)
   
4. 
   Микрогидроразрывы пород, приводящие к увеличению проницаемости при выполнении СПО
   

Наиболее распространённый метод – определения параметров интервала поглощения – это метод восстановления давления при кратковременных наливах и прослеживание кривой восстановления давления.


Рис.42. Схема методикиопределенияпарметровинтервала поглощения

Прослеживается изменение положения уровня жидкости в скважине:

от H_n до H_n-1 - режим неустановившегося движения

Ps - потери давления на скин-эффект, определяется по формуле:

Ps = (73)

S_э- коэф. учитывающий скиновой эффект

S → = ln (74)

Ps = = ln (75)

Q → Q_s

μ - вязкость среды

k - коэффициент проницаемости поглощающего горизонта

m - мощность поглощающего горизонта

-коэффициент пьезопроводности (уровне-проводности [ ])

t - время

r_c- радиус скважины


Рис.43. Изменение уровня жидкости в скважине Н от времени (t) до достижения уровня, установившегося Н_уст

Для практических расчетов параметров интервала поглощения после проведения технологических процессов в скважине, учитывается коэффциентом (показателем) скинового эффекта:

(76)

Показатель скинового эффекта определяется путем обработки кривых восстановления давления при наливах или нагнетаниях жидкости в скважину и прослеживание уровня этой жидкости во времени. На наличие скинового эффекта указывает наличие криволинейного участка на графике зависимости Р = f(lnt) в начальный период прослеживания уровня жидкости в скважине.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
Применяются в строгой последовательности технологических операций для определения основных характеристик интервалов поглощения.
I) – Методы наблюдения на поверхности или методы, применяемые в процессе бурения: поверхностные методы:

1. 
   Оценка состояния интервала, его пористости, проницаемости,
   

степени раздробленности, по величине механической скорости бурения.


Рис.44. График изменения механической скорости бурения (Vмех) во времени (t)

- величина углубки скважины за время t

Vмех =

2. 
   Контроль уровня в приёмных ёмкостях и определение дифференциального расхода
   

Q_н - расход при котором нагнетается промывочная жидкость

Q_ист– расход, при котором жидкость истекает из скважины

Q_н - Q_ист= q - дифференциальный расход

Если Q_ист= 0 - полное поглощение

ЕслиQ_ист 0 - частичное поглощение
График при: Q_ист 0

Рис.45. График изменения дифференциального расхода (q) по глубине (Н)
1 и 3 - естественная убыль бурового раствора

2 - интервал поглощения
График при: Q_ист= 0


Рис.46. График изменения дифференциального расхода (q) по глубине (Н) при полном поглощении
Сложно определить окончание интервала поглощения

tgα = K_n
В общем виде дебит поглощения записывается как

Q_п=K_п(P_c-P_пл) (77)

Q_п - дебит поглощения;

К_п- коэффициент приемистости поглощающего горизонта;

P_c- давление в скважине;

P_пл- пластовое давление;

tgα = K_n – коэффициент проницаемости.

Отсюда:

K_n= (78)

Если:

K_n= (79)

5. 
   Оценка интервала поглощения по шламу, отбираемому из жидкости, выходящей из скважины.
   

Определяют гранулометрический состав шлама в породах до вскрытия интервала поглощения. А после вскрытия (перебуривания) этого интрвала повторно проводит анализ гранулометрического состава шлама. Отсутствующие фракции шлама характеризуют величину раскрытия трещин (каналов) в поглощающем горизонте.


Рис.47. График гранулометрического состава шлама
Характерный размер шлама – этго тот размер, который содержится в пробе – 90%

По нему можно определить диаметр канала в поглощающем горизонте.
10% скапливаются в скважине и могут привести к заклиниванию.

6. 
   Контроль уровня жидкости в приёмных ёмкостях
   

(Пополняется уровень жидкости, перебуривается интервал поглощения, затем бурение прерывается, и проводят тампогнирование для устранения поглощения)

7. 
   Метод контроля состояния керна (позволяет определить подошву и кровлю поглощающего горизонта)
   

1. 
   Глубинные МЕТОДЫ
   

Методы связанные с нагнетанием жидкости в скважину (гидродинамические исследования)

Используются для:
- Определения границ интервалов поглощения;

- Определения мощности интервалов поглощения;

- Определения наличия претеков между проявляющими и поглощающими горизонтами;

- Определения интенсивности поглощения.
Такие исследования проводятся для интервалов, у которых Ка примерно равенКп 1,0, т.е. для пластов с аномально низким пластовым давлением.

Ка- коэффициент аномальности