Cтраница 2
Рассмотрен выбор конструкций скважин, объектов опробования, технологических процессов вскрытия продуктивных пластов и способов цементирования обсадных колонн с учетом необходимости сохранения естественной проницаемости призабойной зоны скважин. Описаны способы освоения скважин и их консервации после опробования, регулирования продвижения пластовых и закачиваемых жидкостей на линиях нагнетания и отбора, а также виды ремонтноизоляционных работ в скважинах. Изложены способы интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на при забойную зону пласта. [16]
Добавка ПАВ в воду, применяемую при промывке песчаных пробок, глушении скважин и других ремонтных работах, также может предотвратить снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта. [17]
Под высоким качеством вскрытия нефтяного или газового пласта следует понимать выполнение комплекса операций по заканчиванию скважины с применением таких технологических приемов, которые обеспечивают сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта. [18]
В результате применения глинистых растворов в целом ряде случаев вследствие кольматации ( кольматация - отложение твердой фазы промывочной жидкости в призабойной зоне пласта) необратимо снижается естественная проницаемость призабойной зоны пласта, что вызывает кратное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, что при проникновении твердой фазы, в особенности глины, в призабойную зону пласта необратимо закупориваются поры коллектора, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля. [19]
С точки зрения заканчивания скважин нефть ( при соответствии ее флюиду пласта) является идеальным буровым раствором, поскольку она не вызывает нарушения эксплуатационных качеств продуктивных зон и, таким образом, сохраняет естественную проницаемость призабойной зоны пласта. Однако она загрязняет окружающую среду ( особенно при морском бурении), пожароопасна, возникают трудности как при очистке от шлама вследствие высокой пластической вязкости эмульсии, так и при проведении электрометрических работ. Буровые растворы на углеводородной основе более стабильны при высокой температуре, чем растворы наводной основе. [20]
Вероятно, отмеченное использование кислоторастворимых частиц в составе жидкостей глушения в случаях проведения ремонтных работ с наличием твердой фазы в интервале продуктивного пласта ( например, при проведении перфорационных работ) является одним из возможных путей сохранения естественной проницаемости призабойной зоны. [21]
Анализ освоения скважин после бурения, капитального ремонта и промывки песчаных пробок, где в качестве промывочной жидкости применяли глинистый раствор на водной основе или воду, а также обобщение научно-исследовательских и опытных работ в области нефтяных эмульсий приводят к убеждению, что одной из основных причин снижения естественной проницаемости призабойной зоны и, следовательно, уменьшения потенциальной производительности нефтяных скважин в результате проникновения в пласт воды, по-видимому, может явиться образование в пористой среде ( в призабойной зоне скважины) стойкой нефтяной эмульсии. Образование эмульсии может происходить не только в призабойной зоне, но и на некотором отдалении от нее, измеряемом зоной проникновения воды в глубь пласта. [22]
Снижение пластового давления в значительной мере ухудшает условия притока жидкости из пласта к забою скважины не столько вследствие уменьшения двигательной энергии, необходимой для проталкивания нефти через поры пласта в скважину, сколько вследствие проникновения воды из глинистого раствора в нефтяной коллектор, что приводит к искусственному уменьшению естественной проницаемости призабойной зоны скважины. [23]
Вызов притока жидкости п газа из пласта, вскрытого в условиях проникновения фильтрата промывочной жидкости, целесообразно начинать только после очистки призабойной зоны. Метод ее очистки выбирают в зависимости от характера коллектора и предполагаемой причины снижения естественной проницаемости призабойной зоны. [24]
В качестве газообразных агентов применяют воздух, дымовые газы от специального дымогенератора, азот, природный и углекислый газы. Несмотря на бесспорный положительный эффект, получаемый при использовании газообразных агентов, заключающийся в сохранении естественной проницаемости призабойной зоны пласта и повышении дебитов скважин, данный способ все еще не находит широкого применения на практике. Факторами, сдерживающими широкое внедрение способа вскрытия пласта с продувкой, являются недостатки, присущие каждому газообразному агенту. Например, при использовании воздуха в стволе скважины образуются взрывоопасные смеси, приводящие к тяжелым авариям. Использование азота или углекислого газа сдерживается из-за их относительно высокой стоимости и отсутствия специального оборудования. Применение природного газа сопряжено с опасностью его возгорания и с неизбежностью значительных потерь газа. И, наконец, независимо от типа используемого газообразного агента, сложившаяся технология имеет существенный недостаток - не ограничивается верхний предел скорости восходящего потока газообразного агента. Это приводит к чрезмерному износу бурильной и обсадной колонн, а также к разрушению устьевого оборудования. [25]
Требованиям качественного вскрытия газовых пластов с коэффициентом аномальности пластового давления ниже 0 8 в большой степени удовлетворяет применение газообразных и пенных агентов для очистки скважины от выбуренной породы. В качестве газообразных агентов применяют воздух, дымовые газы от специального дымогенератора, азот, природный и углекислый газы. Несмотря на бесспорный положительный эффект, получаемый при использовании газообразных агентов и заключающийся в сохранении естественной проницаемости призабойной зоны пласта и повышении дебитов скважин, этот способ все еще не находит широкого применения на практике. [26]
Требованиям качественного вскрытия газовых пластов с коэффициентом аномальности пластового давления ниже 0 8 в большой степени удовлетворяет применение газообразных и пенных агентов для очистки скважины от выбуренной породы. В качестве газообразных агентов применяют воздух, дымовые газы от специального дымогенератора, азот, природный и углекислый газы. Несмотря на бесспорный положительный эффект, получаемый при использовании газообразных агентов и заключающийся в сохранении естественной проницаемости призабойной зоны пласта и повышении дебитов скважин, данный способ все еще не находит широкого применения на практике. [27]
С учетом этих результатов необходимо обосновать параметры промывочной жидкости для вскрытия пласта и проведение ремонтных работ на любой стадии разработки газовых и газонефтяных месторождений. Наиболее часто для этой цели предлагаются облегченные промывочные жидкости на углеводородной основе, преимущество которых заключается в практически ничтожной фильтрации в пористые среды. Такие растворы невосприимчивы к внешним факторам, не оказывают отрицательного влияния на глинистые отложения. Опыт их применения для глушения скважин показал, что естественная проницаемость призабойной зоны сохраняется, а сроки освоения скважин после ремонта снижаются до минимума. [28]
Следовательно, предложено использовать жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11 в качестве антитидратных ингибиторов. Проведены лабораторные исследования, результаты которых показали, что 20 % - ный раствор ГКЖ-10 в воде снижает равновесную температуру гидратообразования на 7 С, тогда как водно-спиртовые растворы ГКЖ более эффективно снижают температуру гидратообразования, чем ДЭГ. Предложенный антигидратный состав главным образом можно рекомендовать для предупреждения гидратов при бурении скважины, поскольку ГКЖ сохраняет естественную проницаемость призабойной зоны. [29]