Cтраница 2
При углублении ствола с использованием воздуха поступающие в скважину нефть или вода, смешиваясь в определенных весовых соотношениях со шламом ( от 10 до 30 %), вызывают образование сальников, затрудняющих нормальный технологический процесс. Увеличение поступления пластовых флюидов в скважину и смешивание их с воздухом в объемных соотношениях 1: 300 обусловливают необходимость перехода на углубление ствола с использованием тумана, а при соотношении 1: 50 - аэрированных жидкостей. [16]
Это особенно характерно для растворов со значительной фильтрацией, поскольку они образуют на стенках скважины проницаемую корку. Другой причиной поступления пластовых флюидов в скважину в подобных случаях может быть значительная фильтрация ( водоотдача), изменение толщины и плотности водных оболочек частиц твердой фазы, изменение внутренней структуры раствора, его сжатие, контракция. [17]
Практикой установлено, что перед производством выстрела желательно в скважине создать максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластовых флюидов из вскрытых отверстий и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. [18]
Снижение давления на дросселе ниже требуемого для поддержания стабилизирующего давления в бурильных трубах приводит к снижению забойного давления и непрерывному притоку пластовых флюидов в скважину. Если даже давление в бурильных трубах не используется для поддержания постоянным забойного давления на уровне, предотвращающем поступление пластовых флюидов, то при поддержании низкого давления на дросселе целесообразно контролировать давление в бурильных трубах. [19]
Поступление пластовых флюидов в скважину при бурении - явление распространенное. При этом изменяются свойства бурового раствора: плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига и др. Следствием поступления пластовых флюидов в скважину может быть перелив бурового раствора с последующим выбросом и фонтанированием. [20]
Поступление пластовых флюидов в скважину при бурении1 - явление весьма распространенное. При этом изменяются свойств промывочных жидкостей: плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига и др. Следствием поступления пластовых флюидов в скважину может явиться перелив промывочной жидкости с последующим выбросом и фонтанированием. [21]
Большинство авторов связывает интенсивное поступление флюидов в скважину со снижением забойного давления ниже пластового. Однако анализ промысловых данных показал, что превышение забойного давления рзаб над пластовым рпл не исключает возможности поступления пластовых флюидов в скважину. [22]
Наличие вблизи нефтенасыщенных горизонтов водоносных требует особого отношения к сохранению изоляционной способности цементного камня за обсадной колонной, то есть не следует допускать его растрескивания и чрезмерного растворения. При кумулятивной перфорации не удается избежать интенсивного растрескивания цементного камня и, следовательно, увеличения проницаемости в кольцевом пространстве, что приводит к увеличению вероятности поступления пластовых флюидов из других горизонтов и межколонных перетоков. Чтобы значительно снизить вероятность прорыва вод по трещинам, целесообразно ввести в перфорационную жидкость на водной основе гидрофоби-зирующую добавку, в качестве которой могут быть использованы также синтетические КПАВ, они способствуют уменьшению фазовой проницаемости по трещинам для водной среды и увеличению интенсивности тока для углеводородов. При взрыве зарядов обработанная таким образом перфорационная жидкость дополнительно проникнет и в трещины цементного камня, что создаст временный барьер для прорыва напорных вод и позволит увеличить сроки безводной эксплуатации скважины или заметно снизить скорости обводнения продукции, что также усилит эффект. [23]
В зависимости от условий бурения перечень входящих в комплекс измерительных средств может быть различным. Обязательным компонентом измерительного комплекса являются приборы, определяющие безопасные условия труда, координаты ствола скважины в пространстве, положения отклонителя при работе с ним. В разведочных скважинах, где пластовые давления точно не известны, при проводке скважин в пластах с АВПД, обязательным является использование средств сигнализации о начале поступления пластовых флюидов. При проводке горизонтальных стволов в пластах малой толщины очень важное значение имеет информация о расстояниях забоя от кровли и подошвы пласта, с тем, чтобы не вскрыть, например, водоносные пропластки. Если предполагается вскрытие пластов, содержащих сероводород ( Я5), бром ( Вг) и другие вредные или ядовитые компоненты, необходима установка соответствующих газоанализаторов. [24]
В предложенном авторами способе бурения БГС решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Задача решается следующей совокупностью операций. На поздней стадии разработки залежи останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины на 10 - 15 м выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклоннона-правленный ствол скважин с вхождением в продуктивный пласт или пропласток на расстоянии 20 - 50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводят к ликвидации образовавшихся ранее перетоков воды. При этом в течение весьма длительного срока отпадает необходимость в проведении изоляционных работ. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют только в невыработанном пласте или пластах в зонах коллектора. При этом исключается контакт воды с перфорационными отверстиями. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки отстоят от нового ствола на расстоянии, по крайней мере, 20 - 50 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на обводнение добываемой продукции. [25]
При подборе дозировок замедлителей схватывания часто не удается обеспечить минимально необходимые сроки схватывания тампонажных растворов. Особенно большие трудности при разработке рецептур тампонажных растворов с минимальными сроками схватывания возникают при цементировании разведочных скважин, когда не имеется достаточной геолого-геофизической информации по скважине. Поэтому специалистам-практикам часто приходится вводить избыток замедлителя схватывания, чтобы обеспечить безаварийный процесс цементирования. При этом вследствие чрезмерно длительных сроков формирования цементного камня в столбе тампонажного раствора происходят нежелательные процессы седиментации, каналообразо-вания, поступление пластовых флюидов в тампонажный раствор. В связи с этим одним из важнейших требований к замедлителям схватывания является малая чувствительность сроков формирования цементного камня к избыточному вводу реагента в раствор. Идеальный замедлитель сроков загустевания и схватывания должен действовать лишь на период закачивания и продавли-вания тампонажного раствора, а по окончании цементировочных работ, например, при достижении давления стоп, должен прекращать свое действие. [26]