Проверяемый текст
Зозуля Григорий Павлович. Исследование и разработка технологий предупреждения осложнений при бурении и разобщении пластов на основе обобщения фильтрационных процессов в системе "скважина - пласт" (Диссертация 1997)
[стр. 84]

# MLt ^ 84 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
[116].
Так как вязкость дисперсий выше вязкости чистой жидкости, то их наличие ухудшает фильтрационные свойства коллектора, особенно в низкопроницаемых пластах.
Для образцов с проницаемостью
0,15-^0,17 мкм образование газовых дисперсий наблюдается при скорости нагнетания фильтрата в образец Уф> 2,10-2 м/с.
Пена, образовавшиеся в призабойной зоне продуктивного пласта, вследствие большой вязкости и малотекучести всегда вызывают снижение проницаемости пористой среды и, следовательно, уменьшают продуктивность газовых скважин.
Образовавшаяся в пористой среде пена обладает тиксотропными свойствами,
т.е.
при градиентах давления ниже минимальных фильтрация
прекращается и наступает состояние неподвижности.
Из этого состояния она может быть выведена лишь при градиентах давлений более высоких, чем действовавших до ее остановки.
В то же время пена в пористой среде ведет себя как самостоятельная фаза и значительно снижает фазовую проницаемость по газу (примерно в 16-23 раз).
Степень снижения проницаемости ПЗП зависит также от глубины проникновения водной фазы буровых растворов в пласт.
Глубина проникновения фильтрата в промысловых условиях зависит от величины, избыточного давления, коллекторских свойств породы, свойств бурового раствора, времени воздействия раствора на пласт.
При
нормальных значениях репрессии на пласт глубина проникновения фильтрата в гранулярный коллектор составляет величину от 0,25 до 0,75 м и зависит от проницаемости фильтрационной корки и зоны кольматации.
Чем больше показатель фильтрации бурового раствора, тем в большем объеме и на большую глубину фильтрат проникает в пласт.
В
нефтенасыщен
[стр. 278]

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.


[стр.,279]

280 Образовавшаяся в пористой среде пена обладает тиксотропными свойствами, то есть при градиентах давления ниже минимальных фильтрация прекрапдается и наступает состояние неподвижности.
Из этого состояния она может быть выведена лишь при градиентах давлений более высоких, чем действовавших до ее остановки.
В то же время пена в пористой среде ведет себя как самостоятельная фаза и значительно снижает фазовую проницаемость по газу (примерно в 16-23 раз).
Степень снижения проницаемости ПЗП зависит также от глубины проникновения водной фазы буровых растворов в пласт.
Глубина проникновения фильтрата в промысловых условиях зависит от величины, избыточного давления, коллекторских свойств породы, свойств бурового раствора, времени воздействия раствора на пласт.
При
нормированных значениях репрессии на пласт глубина проникновения фильтрата в гранулярный коллектор составляет величину от 0,25 до 0,75 м и зависит от проницаемости фильтрационной корки и зоны кольматации.
Чем больше показатель фильтрации бурового раствора, тем в большем объеме и на большую глубину фильтрат проникает в пласт.
В
нефтенасьщенных пластах радиус зоны проникновения за первые 15-20 суток достигает 0,8-2 м, а при длительном воздействии может увеличиться до 4-6 м и более.
В газонасыщенных пластах радиус зоны проникновения фильтрата через 15-20 сут может достигать 2-4 м, а в последующем 8-12 м [275].
Глубокое проникновение водной фазы растворов в пласт в сочетании с процессами физико-химического воздействия фильтрата с коллектором и насыщающими флюидами приводит к снижению проницаемости ПЗП и необходимости увеличивать предельные значения давлений, при которых можно осуществить вызов притока.
Для глубины проникновения 0,5 м величина дополнительного давления достигает 3,5 МПа, а для глубины проникновения 2 м до 6,5 МПа, что соответствует градиентам давления соответственно 7 и 3,25 МПа/м [297].
Если в случае вскрытия продуктивных горизонтов с высокими пласто

[Back]