|
83 вязкоупругие силы, преодоление которых определяет эффективность процесса вытеснения [119]. В общем виде для капиллярной системы эти силы можно представить уравнением: P = P, + Ps + Pr (2.2) ш Согласно расчетам, величина вязкоупругих сил Р^ для капилляров г = 0,01 мкм и 1 = 2 см составляет более 10 МПа, то есть соизмерима с капиллярными силами. Влияние вязкостных сил Ps на процесс вытеснения при радиусе капилляра до 0,1 мкм незначительно, однако с уменьшением радиуса капилляра вязкостные силы возрастают и при определенной величине могут превысить капиллярные. Кроме того, граничные слои жидкости под влиянием твердого тела образуют полимолекулярные слои с упорядоченной структурой, имеющие особые свойства, отличные от объемных. При уменьшении радиуса капилляра толщина слоев становится соизмеримой с радиусом капилляров, а их вязкость может быть на порядок выше вязкости в объемной жидкости. Основная масса применяемых в бурении химических реагентов (УЩР, гипан, КМЦ, КССБ и др.) снижает проницаемость фильтрационной корки и пристенных участков породы. При взаимодействии активных сред происходят химические реакции с образованием нерастворимых твердых осадков. Так при проникновении в пласт фильтрата с высоким содержанием ионов кальция может происходить выпадение в осадок части органических веществ в виде кальциевых мыл. Химические реагенты с коллоидной структурой адсорбируются поверхностью породы и снижают ее фильтрационные свойства. Известно, что среди химреагентов наименьшей величиной закупоривания обладают водные растворы хроматов натрия, фосфатов натрия и КССБ. При локальных концентрациях указанных реагентов коэффициент закупоривания изменяется в пределах 65-100%. Другие реагенты (гипан, КМЦ, УЩР, РС2, ПАА) обладают высокими закупоривающими свойствами ф = 10-50%). Характерным для всех реагентов является то, что с увеличением концентрации реагентов в растворе коэффициент j3 уменьшается. Снижение естественной проницаемости призабойной зоны в результате проникновения фильтрата объясняется также возможностью образования в ней эмульсий. Вязкость эмульсий выше вязкости нефти, в результате происходит рост гидравлических сопротивлений фильтрации нефти к скважине. В зависимости от условий возможно образование эмульсий как первого рода (нефть в воде), так и второго рода (вода в нефти). В качестве эмульгаторов выступают асфальтосмолистые вещества нефти, которые концентрируются на поверхности раздела нефть-вода, образуя твердые пленки. Наличие таких пленок исключает возможность слияния капель |
278 процесса вытеснения [296]. В общем виде для капиллярной системы эти силы можно представить уравнением: Р=Рк+ Рз+Рт (4.2) Согласно расчетам, величина вязкоупругих сил (Рт) для капилляров г=0,01 мкм и длиной до 1=2 см составляет более 10 МПа, то есть соизмерима с капиллярными силами для таких же капилляров. Влияние вязкостных сил Рз на процесс вытеснения при радиусе капилляра до 0,1 мкм незначительно, однако с уменьшением радиуса капилляра вязкостные силы возрастают и при определенной величине его могут превысить капиллярные. Кроме того, граничные слои жидкости под влиянием твердого тела образуют полимолекулярные слои с упорядоченной структурой, имеющие особые свойства, отличные от объемных. При уменьшении радиуса капилляра толщина слоев становится соизмеримой с радиусом капилляров, а их вязкость может быть на порядок выше вязкости в объеме жидкости. Основная масса применяемых в бурении химических реагентов (УЩР, гипан, КМЦ, КССБ и др.) снижает проницаемость фильтрационной корки и пристенных участков породы. При взаимодействии активных сред происходят химические реакции с образованием нерастворимых твердых осадков. Так при проникновении в пласт фильтрата с высоким содержанием ионов кальция может происходить выпадение в осадок части органических веществ в виде кальциевых мыл. Химические реагенты с коллоидной структурой адсорбируются поверхностью породы и снижают ее фильтрационные свойства. Известно, что среди химреагентов наименьшей величиной закупоривания обладают водные растворы хроматов натрия, фосфатов натрия и КССБ. При локальных концентрациях указанных реагентов коэффициент закупоривания изменяется в пределах 65-100 %. Другие реагенты КМЦ, УЩР, РС-2, ПАА) обладают высокими (гипан, закупоривающими свойствами (Р=10-50 %). Характерным для всех реагентов является то, что с увеличением концентрации реагентов в растворе коэффициент р уменьшается. 279 Снижение естественной проницаемости призабойной зоны в результате проникновения фильтрата объясняется также возможностью образования в ней эмульсий. Вязкость эмульсий выше вязкости нефти, в результате происходит рост гидравлических сопротивлений фильтрации нефти к скважине. В зависимости от условий возможно образование эмульсий как первого рода (нефть в воде), так и второго рода (вода в нефти). В качестве эмульгаторов выступают асфальтосмолистые вещества нефти, которые концентрируются на поверхности раздела нефть-вода, образуя твердые пленки. Наличие таких пленок исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупоривание отдельных пор или участков норового пространства. Другой причиной эмульгирования внутрипоровой нефти является наличие в фильтрате эмульсионного бурового раствора ("нефть в воде") значительного количества эмульгатора. Эмульгирование происходит в связи с увеличением скорости сдвига эмульсий в сужениях фильтрационных каналов, хотя общая скорость течения их мала. Если при этом образуется устойчивая эмульсия, ее капельки запираются в порах и снижают эффективную проницаемость. Однако эмульгатор присутствует в фильтрате лишь в том случае, когда в эмульсионном буровом растворе имеется его избыток. Экспериментальные исследования показали, что фильтрация через газонасыщенную породу фильтрата промывочной жидкости при определенных условиях может сопровождаться образованием в порах газовых дисперсий [31]. Так как вязкость дисперсий выше вязкости чистой жидкости, то их наличие ухудшает фильтрационные свойства коллектора, особенно в низкопроницаемых пластах. Для образцов с проницаемостью 0,150,17 мкм2 образование газовых дисперсий наблюдается при скорости нагнетания фильтрата в образец Уф> 2.10-2 м/с. Пены, образовавшиеся в призабойной зоне продуктивного пласта, вследствие большой вязкости и малотекучести всегда вызывают снижение проницаемости пористой среды и, следовательно, уменьшают продуктивность газовых скважин. |