Cтраница 3
Паротепловая обработка скважин осложнялась низкой приемистостью некоторых скважин. Это объясняется закупориванием высокопроницаемых макропоровых каналов тампонирующими материалами во время вскрытия пласта бурением с целью предотвращения поглощения глинистого раствора. Для очистки приза-бойной зоны и восстановления первоначальной проницаемости пласта до проведения ПТОС применяют кислотную обработку. [31]
В результате снижается проницаемость приза-бойной зоны пласта, и скважины, как правило, работают с де-битами значительно ниже своих потенциальных возможностей. Поэтому при вскрытии пласта необходимо учитывать возможность получения больших гидравлических давлений, которые могут привести к раскрытию трещин продуктивного пласта и поглощению глинистого раствора. [32]
Однако даже при значительной степени их измельчения размеры пустот в коллекторе должны быть достаточно большими, чтобы в них можно было закачать перечисленные наполнители, притом в указанных количествах. Поглощения глинистого раствора и цемента также указывают на большие размеры пустот. [33]
После прокачки 60 м3 раствора фонтан заглушили, началась циркуляция глинистого раствора. Как при промывке, так и при остановке наблюдалось поглощение глинистого раствора, так как плотность его была высока. [34]
Расчеты показывают, что при малых кольцевых зазорах и значительных скоростях движения цементного раствора гидродинамическое давление может увеличиться до опасных величин; возможен гидроразрыв, что подтверждается многочисленными примерами из практики. Особо важное значение этот фактор приобретает в тех случаях, когда в процессе бурения наблюдались поглощения глинистого раствора. [35]
Для бурения скважин в Узбекистане характерны большие глубины, аномально высокие температуры и давления. Это приводит к необходимости решения сложных задач по креплению скважин. Встречено значительное изменение градиента пластового и порового давлений по разрезу площади Булла-море в Азербайджане, приводящее местами к поглощению глинистого раствора ( скв. При этом следует отметить, что сводовые части месторождения характеризуются повышенными значениями пластовых давлений. Во-допроявления связаны как с песчаными горизонтами, так и с глинистыми интервалами ее разрезов, спорадически насыщенных маломощными ( до 5 - 7 м) пластами песков и песчаников. Эти пласты характеризуются давлением, вдвое превышающим условно-гидростатическое давление. [36]
Гуминовые вещества имеются также и в торфе, поэтому при отсутствии бурого угдя можно использовать и торф. Однако реагент из торфа резко повышает вязкость глинистого раствора. Эта способность торфяного реагента, особенно в связи с наличием в таком реагенте волокон торфа, позволяет рекомендовать его для борьбы с поглощениями глинистого раствора. [37]
Во втором случае переход на промывку глинистым раствором осуществляется путем единовременной замены циркулирующей в системе воды глинистым раствором. За это время уменьшается эффективность бурения по сравнению с бурением с промывкой водой, снижаются механические скорости и проходка на долото. При единовременной замене промывочной жидкости срок проведения операции значительно сокращается и занимает несколько часов. Во избежание поглощения глинистого раствора перед заменой воды следует самым тщательным образом зацементировать все зоны ухода раствора. [38]
За счет перепада между пластовым и забойным давлениями в продуктивный пласт может проникать глинистый раствор или фильтрат и снижать проницаемость в призабойной зоне пласта. При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовыми водами или нефтью возможно выпадение нерастворимых осадков в порах и трещинах пласта, а также образование стойких водонефтяных эмульсий. С учетом этого глинистые растворы, на которых вскрывают продуктивные пласты, должны иметь низкую водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород продуктивного пласта и не создавать осадков вследствие взаимодействия их с пластовыми жидкостями. При вскрытии высокопроницаемых пластов, имеющих низкие пластовые давления, происходит поглощение глинистого раствора. [39]
Базисный горизонт ( пласт) выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого раз-буривания. На м-ниях с очень большим кол-вом нефтяных пластов может быть выделено несколько базисных пластов, при этом нефтяные пласты подразделяются на столько групп, сколько принято базисных пластов. Система разработки сверху вниз, при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки сверху вниз допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе снизу вверх. Система одновременной разработки двух и более пластов ( залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления. [40]
Нередко соль размыта, и преремычка между пластами представлена доломитовыми и ангидрито-доломитовыми брекчиями сокращенной мощности. Второй пласт выражен пачкой массивных доломитов толщиной 80 - 120 м, в нижней части которой развиты прослои песчаников ( до 10 м), ангидритов и доломито-ангидритов. Коллекторские свойства пород ( в т.ч. и песчаников) зависят от степени их засолоненности, трещиноватости и промытости. Тип коллектора поровый, трещинно-поровый и трещинно-порово-ка-вернозный. Повышенная емкость приурочена к кавернозным доломитам верхнего пласта и песчаникам нижнего. Сведения о коллекторских свойствах карбонатных пород проницаемого горизонта незначительны, однако почти повсеместно при бурении скважин фиксируются зоны мощного поглощения глинистого раствора, что свидетельствует о повышенных фильтрационно-емкостных свойствах этих пород. Согласно прогнозу качества коллекторов ке-лорского горизонта по Т.Н. Гуровой и Н.М. Мельникову [4] коллекторы II-III ( высокого и среднего качества: Кпр100 - 1 000 мД по классификации А. А. Ханина) развиты на Катангской седловине, а коллекторы III класса ( 100 - 500 мД) в юго-восточной части ПЕС и на западной окраине северо-восточной периклинали НБА. [41]