Приток - пластовые флюид
Cтраница 1
Приток пластовых флюидов после перфорации скважин получают путем снижения забойного давления. Для этой цели в отрасли широко используют компрессоры. [1]
Предупреждение притока пластовых флюидов в скважину в процессе бурения обеспечивается избыточным давлением бурового раствора на проницаемые пласты. Величина избыточного давления ограничивается сверху так, чтобы не допустить чрезмерного загрязнения в результате фильтрации бурового раствора особенно продуктивных пластов и пластов с пресной водой, то есть ограничена экологическими требованиями. [2]
Интенсификацию притока пластовых флюидов осуществляют путем применения различных методов химического, гидромеханического, теплового и комбинированного воздействия на призабойную зону пласта с целью исключения или снижения отрицательного влияния на нее промывочной жидкости и ее фильтрата в процессе вскрытия, освоения, глушения. Проницаемость призабойной зоны уменьшается вследствие засорения механическими частицами поровых каналов, глинизации стенок скважины, повышения влажности породы за счет фильтрата промывочной жидкости. [3]
Предупреждение притока пластовых флюидов в ствол бурящейся скважины при обычном способе бурения достигается выбором надлежащего значения плотности бурового раствора. [4]
 |
Схема радиального притока жидкости в скважину. [5] |
Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. [6]
Для предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать давление флюидов в порах породы. Поэтому буровой раствор имеет тенденцию вторгаться в проницаемые пласты. Сильных поглощений бурового раствора в пласт обычно не происходит благодаря тому, что его твердая фаза проникает в поры и трещины на стенке ствола скважины, образуя глинистую корку сравнительно низкой проницаемости, через которую может проходить только фильтрат. Буровой раствор приходится обрабатывать с целью обеспечения как можно меньшей проницаемости глинистой корки, чтобы поддержать устойчивость ствола скважины и снизить до минимума внедрение фильтрата бурового раствора в потенциально продуктивные горизонты, что вызывает ухудшение коллекторских свойств. При высокой проницаемости глинистой корки она становится толстой, что уменьшает эффективный диаметр ствола и вызывает различные осложнения, например чрезмерный момент при вращении бурильной колонны, затяжки при ее подъеме, а также высокое давление при свабировании и значительные положительные импульсы давления. Толстая корка может вызвать прихват бурильной колонны под действием перепада давления, что приводит к дорогостоящим ловильным работам. [7]
Для того чтобы предотвратить приток пластовых флюидов в скважину и образовать на стенках ее ствола тонкую фильтрационную корку низкой проницаемости, давление столба бурового раствора должно превышать паровое давление ( давление, создаваемое флюидами в порах пласта) как минимум на 1 4 МПа. На значение порового давления влияют глубина залегания пласта, плотность пластовых флюидов и геологические условия. Градиенты гидростатического давления пластовых флюидов изменяются от 9 7 до 11 8 кПа / м в зависимости от минерализации воды. [8]
Изменение давления в результате притока пластовых флюидов или отфильтрования дисперсионной среды из промывочной жидкости, которые могут происходить на любой глубине из затрубного пространства, легко подсчитать, учитывая приведенные выше формулы для сдвига структурированной системы в различных условиях. [9]
Рассмотрим основные способы вызова притока пластовых флюидов. [10]
За исключением случаев запланированного вызова притока пластовых флюидов в скважину в процессе проходки ствола для анализа и изучения гидрогеологии разреза или дальнейшего углубления скважины с промывкой пластовой водой и буровым раствором, засолоненным пластовой водой, вопросы технологии проходки ствола, его крепления и разобщения пластов решаются тем успешней, чем менее проницаемы стенки ствола скважины. При кольматации стенок ( т.е. создание корки в породе), как отмечал Н.И. Шацов, улучшается состояние ствола скважины. Так, на проницаемых стенках не образуется корка твердой фазы бурового раствора ( глинистая корка), меньше сальникообразования, затяжек, прихватов инструмента, больше кольцевой зазор, меньше гидравлические сопротивления и гидродинамические колебания при спуско-подъемных операциях, запуске насосов, ниже угнетающее гидродинамическое давление на забой, выше показатели механического бурения. [11]
В табл. 23 процессы, затрудняющие приток пластовых флюидов в скважину, систематизированы с учетом их влияния на фильтрационные сопротивления ПЗП и на подвижность флюидов, заполняющих эту зону. На основании экспериментальных исследований в ПЗП выделены характерные типы блокады, отражающие изменения структуры и объема проницаемого пространства ( как порового, так и трещиноватого коллектора), а также увеличение эффективной вязкости подвижной фазы, находящейся в коллекторе. [12]
Предотвращение нарушений нормального процесса бурения вследствие притока пластовых флюидов в стволе скважины достигается выбором надлежащего значения удельного веса про мывочной жидкости. Опыт бурения скважин показывает, что для устранения проявлений противодавление со стороны скважины на вскрытие флюидонасыщенных пластов должно превышать пластовое давление на некоторую величину. [13]
В промысловой практике встречаются случаи, когда на условия притока пластовых флюидов к забою скважины влияют кристаллы каменной соли, участвующие в породообразовании коллектора или переотложившиеся в процессе вскрытия пласта. Это наблюдается большей частью в карбонатных породах. Для удаления соли из порово-трещиннои среды используют воду или водные растворы ПАВ. [14]
Менее сложные конструкции измерительных устройств, предназначенные для контроля за притоком пластовых флюидов в скважину или поглощением, позволяют следить лишь за изменением количества выходящего раствора. Эти приборы, так называемые приходомеры, представляют собой расходомер с дистанционной передачей показаний. Точность измерений их значительно ниже. [15]
Страницы: 1 2 3 4