Cтраница 2
Итак, проблема получения высокой продуктивности скважин с низкопроницаемыми пластами весьма актуальна и требует срочного решения. Оно осложняется, однако, тем, что процесс заканчивания скважины состоит из множества этапов, и некачественное выполнение любого из них может свести на нет все усилия. Поэтому для достижения максимальной продуктивности скважины необходимо качественное осуществление всех этапов работ. [16]
Необходимо очищать трубы, особенно перед проведением операций, связанных с нагнетаниями жидкости, как вызов притока, установка фильтра или операции по повышению продуктивности скважины. В обсадную колонну нужно спускать долото и скребок в процессе заканчивания скважины, После ремонтного цементирования. Но делать это нужно до перфорации колонны. При спуске эксплуатационной колонны нужно использовать минимум смазки для резьбовых соединений. Минимум смазки следует использовать и для НКТ и других труб. [17]
В результате проведенного анализа установлено, что добыча нефти по скважинам, пробуренным с применением этой технологии, в среднем на 20 - 25 % выше, чем по серийным, а обводненность продукции снижается на 15 - 20 % в первый год эксплуатации. Годовой экономический эффект от применения технологии струйной обработки ствола в процессе заканчивания скважин составляет около 5 тыс. руб. на скважину. [18]
В перспективных планах развития нефтегазодобывающей промышленности важная роль отводится проблеме увеличения дебита скважин и сокращения продолжительности их освоения. Эта проблема может быть решена только при условии максимального сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов в процессе заканчивания скважин. [19]
Отмечаются случаи негерметичности резьбовых соединений в муфтах, а довинчивание их в закрепленных местах невозможно, в результате чего скважина теряет герметичность. В некоторых случаях возникает необходимость перекрывать ошибочно проведенную перфорацию обсадных колонн или проперфорированные продуктивные водопоглощающие горизонты, проводить работы по консервации продуктивных горизонтов в процессе заканчивания скважин. [20]
В разработке программы принимают участие инженер-промысловик, который будет эксплуатировать скважину, ремонтировать и интенсифицировать добычу; инженер-геолог, имеющий самую полную информацию о продуктивном пласте, и инженер-буровик, определяющий технические возможности реализации проектных решений. Когда программа составлена, то она рассматривается с точки зрения затраты средств. Так как основной технико-экономической целью процесса заканчивания является получение максимального объема нефти или газа ( в пределах норм отбора), то заведомо идут на некоторое удорожание этих работ с тем, чтобы выполнить поставленную цель. Об этом свидетельствует зарубежная практика. [21]
При изучении особенностей разработки нефтяных месторождений Башкирии была выявлена высокая неравномерность выработки продуктивных пластов. Исследование скважин гидродинамическими методами показывает, что проницаемость призабойной зоны пласта по многим скважинам значительно ниже проницаемости удаленной зоны. Снижение проницаемости призабойной зоны происходит в процессе заканчивания и эксплуатации скважин. Основной причиной ухудшения коллектор-ских свойств пласта в призабойной зоне в процессе вскрытия и освоения скважин является проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости. [22]
Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в частности, для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотдачу. Сюда могут быть отнесены рассолы со специальной системой утяжеления или со специально подобранными наполнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин определенные функции, а также меловые эмульсии и стабильные пены. [23]
Изучение особенностей разработки нефтяных месторождений показывает высокую неравномерность выработки продуктивных пластов. Многочисленные исследования скважин гидродинамическими методами показывают, что фильтрационные характеристики ПЗП по многим скважинам значительно ниже соответствующих характеристик удаленных зон. Причиной такого явления вместе со слабой естественной проницаемостью и неоднородностью отдельных пластов по площади служит и уменьшение проницаемости ПЗП в процессе заканчивания и эксплуатации скважин. А нализ промыслового материала показывает, что самопроизвольное восстановление проницаемости может происходить только по высокопроницаемым - пропласткам, а восстановление в целом по пласту и продуктивному разрезу практически возможно только при воздействии на ПЗП различными методами. Отрицательное влияние множества различных факторов на состояние ПЗП еще больше усиливает ухудшение фильтрационных характеристик призабой-ной зоны скважин в условиях высокой неоднородности. [24]
При изучении особенностей разработки Арланского месторождения была выявлена высокая неравномерность выработки продуктивных пластов. Исследование скважин гидродинамическими методами показывает, что проницаемость призабойной зоны пласта ( ПЗП) по многим скважинам значительно ниже проницаемости удаленной зоны. Причиной такого явления вместе со слабой естественной проницаемостью и неоднородностью отдельных пластов ло площади служит и уменьшение проницаемости ПЗП в процессе заканчивания и эксплуатации скважин. Анализ промыслового материала показывает, что самопроизвольное восстановление проницаемости может происходить только по высокопроницаемым пропластам, а восстановление в целом по пласту и продуктивному разрезу практически возможно только при проведении специальных работ по доосвоению или воздействию на ПЗП различными методами. Отрицательное влияние на состояние ПЗП множества различных факторов еще больше усиливает в условиях высокой неоднородности проявление неньютонов-ских свойств нефти. [25]
При изучении особенностей разработки Усинского, Возейского и Пашнинского месторождений была выявлена большая неравномерность выработки продуктивных пластов. Исследование скважин гидродинамическими методами показывает, что проницаемость призабойной зоны пласта ( ПЗП) по многим скважинам значительно ниже проницаемости удаленной зоны. Причиной такого явления вместе со слабой естественной проницаемостью и неоднородностью отдельных пластов по площади и разрезу служит и уменьшение проницаемости призабойной зоны в процессе заканчивания скважин. [26]
Таким образом, развитие процесса внутрипластового горения возможно в двух направлениях: к забою скважины и в глубь пласта. В результате в забойной зоне нагнетательной скважины температура может повыситься до высокого значения. В итоге ( особенно если в скважине содержится свободная нефть) могут произойти значительные повреждения даже и в том случае, если в процессе заканчивания скважины используют термостойкие материалы. [27]
В результате проведения специальных исследований скважин с применением расходомеров и дебитомеров была получена информация об ориентации трещин в призабойной зоне пласта и установлено, что закачиваемая вода проникает в продуктивный пласт в основном через отдельные трещины, число которых может быть от одной до нескольких. С повышением давления нагнетания увеличивается коэффициент охвата залежи по мощности пласта закачиваемой водой при одновременном увеличении раскрытия каждой трещины в отдельности. Это способствует более полному вытеснению нефти из пласта. Однако одновременное раскрытие всех трещин в процессе заканчивания скважин может привести к сплошному закупориванию призабойной зоны и пласта продуктами глинистого раствора, что вызывает необходимость принимать меры по предупреждению их раскрытия. [28]
После, достижения заданного значения забойного давления с учетом энергии сжатых пузырьков останавливают насос и компрессор. Дальнейшее снижение забойного давления происходит за счет реализации упругой энергии пенной системы, которая выражается в самоизливе пены из скважины. Следует отметить, что некоторые разновидности вызова притока жидкости газа из пласта, применяемые иногда в промысловой практике, неправомерно противопоставляются пенным системам. Например, вызов притока с применением азота некоторыми промысловыми специалистами считается особым способом. На самом деле азот, как воздух, природный газ и другие, является газовой фазой пенной системы и его использование для образования пены даст лучшие результаты, чем самостоятельное применение азота для вызова притока из пласта. Некоторые специалисты считают возможным после уменьшения забойного давления путем постепенного снижения плотности пены в скважине оставшийся столб пены продавить ( удалить из ствола скважины) воздухом. Такой способ совершенно неприемлем, так как применение воздуха в момент начала притока нефти или газа может вызвать серьезные осложнения. Мнение сторонников такого технологического приема, считающих, что применение воздуха на конечном этапе вызова притока из пласта несколько ускорит процесс заканчивания скважин, ошибочно. Во-первых, ускорение в этом случае может измеряться часами, не более. [29]