ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ КОРОК БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

EVALUATION OF THE PERMEABILITY OF FILTER CAKE OF WATER-BASED DRILLING FLUID

V.I. NIKITIN,
O.A. NECHAEVA
Federal state budgetary educational institution of higher education Samara state technical university
Samara, 443100, Russian Federation

Данная работа посвящена изучению механизма водоотдачи буровых промывочных жидкостей. Авторами разработано программное обеспечение по расчету проницаемости фильтрационной корки буровой промывочной жидкости по фильтрату, проходящему через нее и проникающему в пласт. Программа применяется к результатам тестирования на фильтр-прессе современных промывочных систем. В работе произведен анализ исследований и сделаны выводы. Результаты могут быть рекомендованы для использования в процессе проектирования промывочных жидкостей и оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта.

This paper is devoted to the study of the mechanism of fluid loss of drilling fluids. The authors have developed software for calculating the permeability of the drilling fluid filter cake by the filtrate passing through it and penetrating into the formation. The program is applied to the filter press test results of modern flushing systems. The paper analyzes the studies and draws conclusions. The results can be recommended for use in the process of designing drilling fluids and assessing changes in the permeability of the bottomhole formation zone.

Проектированию буровых промывочных систем посвящено значительное количество исследований в связи с выполнением ими большого количества технологических функций. Водоотдаче буровых растворов уделяется внимание на всех этапах строительства скважин, но особенную важность данный параметр имеет в продуктивных пластах и в нестабильных горизонтах. Авторами данной работы реализовано программное обеспечение, позволяющее определить проницаемость фильтрационной корки по результатам стандартного теста на фильтр-прессе [1, 2]. Результаты, полученные с использованием данного программного обеспечения, могут быть применены для детального изучения процесса отфильтровывания жидкой фазы из буровых растворов. Анализ результатов данного вида исследований может быть использован с целью дальнейшей оптимизации рецептур буровых растворов и снижения их фильтратоотдачи. В основе написания программного обеспечения по определению проницаемости фильтрационной корки лежит методика, описанная в работах [3, 4].
Принцип работы программы заключается в нахождении линейной зависимости показателя фильтрации от времени фильтрационного процесса по коэффициенту корреляции с возможностью ручной корректировки рассматриваемого набора точек. Данная операция обеспечивает рассмотрения участка фильтрационного процесса без учета участка мгновенной фильтрации. Мгновенная фильтрация подлежит описанию нелинейной зависимости объема показателя фильтрации от времени и значительно искажает данные о проницаемости фильтрационной корки, значительно увеличивая ее значение. Фильтрационный эксперимент в данном приближении рекомендуется проводить на стандартных фильтр-прессах статического или динамического типа, или на приборах с использованием керамических моделей керна, что позволяет модельно оценить проницаемость зоны кольматации [5, 6].
Окно интерфейса программы представлено на рис. 1. В левой части окна представлены входные параметры задачи. Входные параметры эксперимента, вводимые данным путем, включают в себя вязкость фильтрата
µфильтрата (Па·с), толщину фильтрационной корки hкорки (мм), перепад давлений во время фильтрационного эксперимента
∆p (МПа), диаметр фильтрационной поверхности dфильтрации (см). Ниже блока входных параметров располагается полоса прокрутки, при помощи которой можно исключить точки с нелинейного участка, при исключении каждой точки ее изображение на графике становится красным, и линия регрессии перестраивается в соответствии с оставшимися точками, которые обозначаются зеленым цветом. Следовательно, возможно определение проницаемости фильтрационной корки или зоны кольматации в приближении теории линейного закона фильтрации. Так как фильтрат бурового раствора достаточно хорошо описывается реологической моделью ньютоновской среды и скорости фильтрации относительно невысоки, то линейный закон фильтрации качественно аппроксимирует процесс. Экспериментальная зависимость фильтрационного процесса загружается в табличном виде при запуске программы. Визуальный контроль нахождения линейного участка, подтверждаемый коэффициентом корреляции, позволяет производить тонкую настройку параметров и высокую точность расчета проницаемости, исходя из закона фильтрации [7, 8].
После написания программы и ее первичного тестирования при варьировании входных параметров было произведено тестирование на параметрах современных промывочных жидкостей, используемых в разных этапах строительства скважин. Для лучшего определения нелинейного участка в начале фильтрационного процесса отображено большее количество точек, чем в конце. Параметры жидкостей представлены в табл. 1, они были введены в программу, зависимость объема от времени фильтрации, Q(t), были сведены в таблицу excel и импортированы в программный модуль.
Результаты расчетов сведены в табл. 2. В ней указано количество точек, вошедших в линейный участок и коэффициент корреляции, соответствующий каждому набору точек и расчетное значение проницаемости корки. Параметры фильтрационного процесса, включающие в себя расчетный параметр проницаемости, показатель фильтрации, вязкость фильтрата, толщину корки, представлены на рис. 2 и рис. 3. Графическое окно программы без блока входных параметров изображено на рис. 4.
По результатам тестирования программы на параметрах промывочных жидкостей получены расчетные значения проницаемости фильтрационной корки. Среди параметров, изменяющихся при расчетах, были параметры технической работы программы – количество точек и параметры самого фильтрационного процесса. В среднем можно сказать, что для построения линейного закона фильтрации были взяты точки, начиная с 10 минут от начала фильтрации. В некоторых случаях под линейную зависимость также попали точки, лежащие раньше 10 минут, для пятой жидкости же наоборот лучшая линейная зависимость наблюдается с 15 минут от начала фильтрации. Можно сделать вывод о правильности принятия решения о введении ручной настройки выбора точек, так как данный метод позволяет учесть и как визуальную оценку пользователя, так и значение коэффициента корреляции. Для каждой жидкости перепад давлений и площадь фильтрации одинаковая, толщина корки самая большая у глинистой жидкости – 3мм, у полимер-глинистой – 1 мм, у хлоркалиевой и смолосодержащей – одинаковые, по 0,8 мм, самое низкое значение у полимерной и составляет 0,5 мм. Вязкости фильтратов у всех жидкостей различные. Показатели фильтрации за 30 минут у полимерной и смолосодержащей одинаковые и меньше чем у остальных, составляют
6 см3/30 мин., самый высокий показатель у глинистой. Так как в уравнение фильтрации входят все перечисленные параметры, то каждый из них имеет свое влияние на расчет показателя проницаемости. Можно сделать вывод– несмотря на низкий показатель фильтрации, у смолосодержащей жидкости проницаемость корки выше, чем у остальных, так как она пропускает за единицу времени жидкость наиболее высокой вязкости, чем остальные. Этот факт хорошо виден по графикам рис.4. Также, несмотря на высокую водоотдачу и толщину корки, – не самое высокое значение проницаемости у глинистой жидкости из-за малой вязкости фильтрата. Наименьшее значение проницаемости корки у полимер-глинистой жидкости из-за невысокого показателя фильтрации, низкой вязкости фильтрата и среднего значения толщины фильтрационной корки. Для более полного анализа фильтрационного процесса и факторов, влияющих на образование корки, вязкость фильтрата, необходимо глубокое изучение взаимодействия реагентов, входящих в рецептуру бурового раствора. Наличие написанного программного обеспечения может обеспечить достаточно высокую точность определения проницаемости корки, образованной буровой промывочной жидкостью по фильтрату, через нее проходящему, при экономии времени на проведение дополнительных экспериментов по фильтрации. Единственным дополнительно измеряемым параметром является вязкость фильтрата, которую легко измерить за короткий промежуток времени при помощи капиллярных вискозиметров. Для измерения данного параметра достаточно количества фильтрата, отобранного из промывочной жидкости за время стандартного теста на фильтр-прессе. Использование написанного программного обеспечения является вспомогательным средством для изучения механизма фильтрации водной фазы буровых растворов.
Тестирование авторской программы на параметрах промывочных жидкостей, измеренных в лабораторных условиях, показало достаточно хороший результат. Результаты полностью отражают сущность физического процесса и не противоречат общепринятым подходам описания фильтрационных процессов. На основании проведенных тестов можно сделать вывод о корректной работе программы и рекомендовать ее для изучения механизмов фильтрации буровых промывочных жидкостей с целью снижения показателя фильтрации. Также проницаемость фильтрационной корки может быть полезна при рассмотрении других процессов, происходящих в скважине. Разработанное программное обеспечение может быть внедрено в качестве расчетного блока программного комплекса по оценке изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта при его первичном вскрытии с использованием буровых промывочных жидкостей на водной основе [9, 10].

Литература

1. Никитин В.И. Программа для расчета проницаемости фильтрационной корки буровой промывочной жидкости. Реестр программ для ЭВМ, регистрационный № 2021664846 от 14.09.2021.
2. Никитин В.И. Программа по определению проницаемости фильтрационной корки по показаниям фильтр-пресса / В.И. Никитин, Д.Н. Цивинский // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – № 11. – 2022. – С. 43–46.
3. Никитин В.И. Определение проницаемости фильтрационной корки бурового раствора путём анализа кривой фильтрационного процесса // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 10. С. 48–50.
4. Никитин В.И. Динамика проникновения фильтрата буровых промывочных систем на водной основе в пласт /
В.И. Никитин, В.В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – № 11. – С. 40–42.
5. Леушева Е.Л. Оценка влияния фракционного состава твердой фазы на фильтрационные характеристики промывочной жидкости / Е.Л. Леушева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 11 (359).
– С. 33–37.
6. Будовская М.Е., Двойников М.В., Блинов П.А., Камбулов Е.Ю., Минибаев В.В. К вопросу формирования кольматационного экрана при бурении скважин с применением бурового раствора на углеводородной основе в условиях месторождений Восточной Сибири // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 3 (351). – С. 29–34.
7. Fanchi J.R. Principles of Applied Reservoir Simulation (2ndEd). – Houston, TX: Gulf Publishing Company, – 2001, – 376 p.
8. Non-Darcy flows in layered porous media (LPMs) with contrasting pore space structures / X. Zhang, Z. Dou, J. Wang, Z. Zhou, C. Zhuang // Petroleum Science. – 2022. – P. 1 – 37.
9. Захаров А.С., Минаев К.М., Пестерев А.В., Боев А.С. Исследование качества вскрытия продуктивных пластов месторождений Западной Сибири различными типами биополимерных буровых растворов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 5. – С. 23–31.
10. A new approach to estimate unvasion radius of water-based drilling fluid filtrate to evaluate formation damage caused by overbalanced drilling / K. Ling, H. Zhang, Z. Shen, A. Ghalambor, G. Han, J. He, P. Pei // SPE Drilling & Completion Publisher: Society of Petroleum Engineers. – 2015. – P. 27–37.

References

1. Nikitin V.I. Program for calculating the permeability of the filter cake of drilling fluid. Register of computer programs, registration No. 2021664846 dated September 14, 2021.
2. Nikitin V.I. The program for determining the permeability of the filter cake according to the indications of the filter press /
V.I. Nikitin, D.N. Tsivinsky // Construction of oil and gas wells on land and at sea. – No. 11. – 2022. – Pp. 43–46.
3. Nikitin V.I. Determination of the permeability of the drilling fluid filter cake by analyzing the filtration process curve // Oil. Gas. Innovations. – 2018. – No. 10. Pp. 48–50.
4. Nikitin V.I. Dynamics of penetration of the filtrate of drilling water-based flushing systems into the reservoir / V.I. Nikitin,
V.V. Zhivaeva // Construction of oil and gas wells on land and at sea. – 2017. – No. 11. – Pp. 40–42.
5. Leusheva E.L. Evaluation of the influence of the fractional composition of the solid phase on the filtration characteristics of the flushing fluid / E.L. Leusheva // Construction of oil and gas wells on land and at sea. – 2022. – No. 11 (359). – Pp. 33–37.
6. Budovskaya M.E., Dvoinikov M.V. and P.A. Blinov, Kambulov E.Yu., Minibaev V.V. On the issue of formation of a colmatation screen when drilling wells with the use of drilling fluid on a hydrocarbon basis in the conditions of fields in Eastern Siberia // Construction of oil and gas wells on land and at sea. – 2022. – No. 3 (351). – Pp. 29–34.
7. Fanchi J.R. Principles of Applied Reservoir Simulation (2ndEd). – Houston, TX: Gulf Publishing Company, – 2001, – p. 376.
8. Non-Darcy flows in layered porous media (LPMs) with contrasting pore space structures / X. Zhang, Z. Dou, J. Wang, Z. Zhou, C. Zhuang // Petroleum Science. – 2022. – Pp. 1–37.
9. Zakharov A.S., Minaev K.M., Pesterev A.V., Boev A.S. Investigation of the quality of the opening of productive strata of Western Siberia fields with various types of biopolymer drilling fluids // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Engineering of georesources. – 2022. – Vol. 333. – No. 5. – Pp. 23–31.
10. A new approach to estimate unvasion radius of water-based drilling fluid filtrate to evaluate formation damage caused by overbalanced drilling / K. Ling, H. Zhang, Z. Shen, A. Ghalambor, G. Han, J. He, P Pei // SPE Drilling & Completion Publisher: Society of Petroleum Engineers. – 2015. – Pp. 27–37.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Никитин В.И.

    Никитин В.И.

    к.т.н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Самарский государственный технический университет г. Самара, 443100, РФ

    Нечаева О.А.

    Нечаева О.А.

    ассистент

    Самарский государственный технический университет

    Просмотров статьи: 645

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru