Cтраница 1
Перфорационные жидкости, помимо незначительного негативного воздействия на продуктивные пласты, должны обладать высокой удерживающей способностью относительно кварцевого песка. [1]
Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависимости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, значения пластового давления и типа бурового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследования на совместимость перфорационной жидкости с породой пласта, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами. При любой категории пород и любом пластовом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов ( известково-битумных, инверт-ных, эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только углеводородные жидкости без твердой фазы. При нормальных и аномально высоких пластовых давлениях, если продуктивные породы вскрывались растворами на водной основе, выбранными согласно РД 39 - 2 - 772 - 82, в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного забойного давления, то выще интервала перфорации закачивают буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии, разделительной буферной пачкой. [2]
Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависимости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, величины пластового давления и типа бурового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследования на совместимость перфорационной жидкости с породой пласта, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами. При любой категории пород и любом пластовом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов ( из-вестково-битумных, инвертных, эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только углеводородные жидкости без твердой фазы. При нормальных и аномально высоких пластовых давлениях, если продуктивные породы вскрывались растворами на водной основе, то в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного забойного давления, то выше интервала перфорации закачивают буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии, с разделительной буферной пачкой. [3]
В перфорационных жидкостях в этом качестве чаще используют минеральные соли. В меньшей степени изучены КПАВ. Практически не изучалось их взаимодействие с другими ингибиторами при совместном применении в перфорационных жидкостях. [4]
Для обработки перфорационной жидкости могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ эффективно снижают поверхностное натяжение и краевой угол смачивания, способствуют увеличению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды и суммарной проницаемости для них. Нефтерастворимые ПАВ эффективно снижают относительную проницаемость пористой среды для воды, способствуют уменьшению во-донасыщенности породы и толщины гидратных оболочек, гид-рофобизируют поверхность поровых каналов. Ионогенные ( анионные - сульфонол, азолят, сульфонатриевые соли СНС и катионные - катапин, выравниватель А и др.) ПАВ могут давать осадки с минерализованной водой; они интенсивнее адсорбируются на поверхности воды. [5]
В качестве перфорационной жидкости применяют составы УНИ, а в качестве задавочной - минерализованную воду. Количество составов УНИ и задавочной жидкости выбирается в зависимости от конструкции скважины и толщины продуктивного пласта. [6]
Недостатком этих перфорационных жидкостей является их высокая неограниченная фильтрация в продуктивный пласт и поражение коллектора, пусть в меньшей степени из-за повышенных ингибирующих свойств, чем фильтрат глинистого раствора, но с оттеснением последнего на большую глубину. [7]
Требования к перфорационным жидкостям специфичны в отношении способа перфорации. Для уменьшения отрицательных эффектов от действия водной среды при кумулятивной перфорации целесообразно в качестве модифицирующей добавки также вводить реагенты, повышающие ингибирующие, гидрофобизирующие и поверхностно-активные свойства, то есть КЛАВ, способные выполнить эти функции одновременно. Причем это наилучшим образом соответствует требованиям единого набора ассортимента химреагентов для строительства скважин, так как исключает несовместимость компонентов растворов предыдущих и последующих этапов и связанные с этим процессы высаливания и осадкообразования. [8]
При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия. [9]
Существует практика закачки перфорационной жидкости только в интервал вскрываемого пласта и заполнения находящейся выше части скважины утяжеленным глинистым раствором, который предотвращает выброс жидкости при перфорации. Во избежание перемешивания этих двух жидкостей необходимо разделить их специально подобранной буферной жидкостью, строго соблюдать порядок закачки и до минимума сократить время выполнения всех операций. [10]
Применение ПАВ в перфорационных жидкостях преследует цель обработки призабойной зоны и в результате облегчение операций по последующему удалению фильтрата из зоны проникновения путем уменьшения капиллярных давлений. Достигнуть такой результат позволяет практически весь спектр известных ПАВ. [11]
Ниже буферного разделителя располагается перфорационная жидкость - перфорационная среда. [12]
Ниже буферного разделителя располагается перфорационная жидкость - перфорационная среда. Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, расположенного на 50 - 100 м выше верхних перфорационных отверстий. [13]
Применительно к условиям очистки перфорационной жидкости можно было использовать комбинированный метод - промывку ствола скважины до выхода чистой воды и закачку порций жидкости, из которой предварительно с помощью коагулянтов и флокулянтов выделена твердая фаза. Однако результаты исследований показывают, что в процессе закачки в зону перфорации специальной жидкости происходит интенсивное загрязнение ее твердыми частицами. Исключить этот процесс практически невозможно, поэтому наиболее целесообразно удалять твердые частицы из перфорационной жидкости после доставки ее на забой скважины. [14]
Если в скважине перед закачкой перфорационной жидкости находилась вода, а для создания необходимой репрессии на пласт требуется более тяжелая жидкость, то в этом случае после завершения продавливания колонну НКТ поднимают до верхней границы буферного разделителя с последующей заменой воды буровым раствором. [15]