Cтраница 3
Вместе с тем использование этих реагентов не обеспечивает сохранения, а тем более улучшения коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных терригенными отложениями. В условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта. [31]
Как показали лабораторные исследования, с помощью предложенных составов вполне удовлетворительно очищается ПЗП. За счет сочетания ПАВ и едкого - натрия происходит более эффективная пептизация кольматирующих пласт - веществ, которые затем в процессе вызова притока будут вынесены на поверхность. Нефть является гидрофобизатором поверхности частиц кольматируюших веществ, способствует лучшему прилипанию этих частиц к пузырькам пены и последующему выносу их потоком из ПЗП. Зтиленгликоль ( диэти-ленгликоль) является дегидратором - способствует извлечению воды из низкопроницаемых зон пласта. [32]
Перфорация на депрессии - наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, поскольку в момент создания перфорационных каналов под действием больших градиентов давления возникает интенсивный приток нефти или газа из пластав скважину, в результате чего происходит самоочистка перфорационных каналов и породы призабойной зоны. В дополнение к указанному достоинству необходимо отметить, что для газовых скважин и нефтяных фонтанных скважин процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока нефти или газа из пластав скважину. Рассмотрим технологию и технику перфорации на депрессии. [33]
В итоге отметим следующее. Наиболее достоверная информация о работающих интервалах может быть получена геофизическим комплексом, включающим термометрию, АкР, ТкР при проведении исследований в процессе вызова притока компрессором, так как в остановленной скважине малодебитные пропластки не выявляются. [34]
Во-первых, уск Рение в этом случае может измеряться часами, не более. Во-вторых, задача состоит не в том, чтобы ускорить вызов притока на несколько часов или даже на 1 сут, а главным образом в том, чтобы обеспечить в процессе вызова притока при использовании пенных систем высокую продуктивность скважины за счет очистки призабойной зоны пласта и вовлечение в работу низкопроницаемых прослоев. Анализ промысловой практики показывает, что применение пенных систем для вызова притока жидкости и газа из пласта является наиболее прогрессивным способом, отвечающим современным требованиям технологии освоения скважин как разведочных, так и добывающих. [35]
Бурение нефтяных и газовых скважин неизбежно сопровождается различными физико-химическими процессами взаимодействия бурового раствора со слагающими стенки горной выработки породами. К этим процессам относятся фильтрация, диффузия, теплообмен, капиллярная пропитка и др. Один из наиболее существенных процессов взаимодействия бурового раствора с окружающими скважину породами - фильтрация, которая определяет возникновение поглощений бурового раствора и нефтегазоводопроявлений, глинизацию стенок скважины, кольматацию приствольной зоны продуктивных пластов, суффозию в фильтровой зоне скважины в процессе вызова притока и последующей эксплуатации, разуплотнение и набухание глинистых отложений и многие другие явления, существенно влияющие на качество заканчивания скважин. [36]
Однако и этот метод имеет определенные недостатки. Поэтому процесс вызова притока осуществ - ляется в несколько циклов, а это приводит к большому расходу ПАВ, большим энергетическим и трудовым затратам. В случае освоения глубоких скважин, с пластовым давлением ниже гидростатического, не исключается проникновение жидкости в пласт, так как в момент подхода жидкости к башмаку iiKT на пласт создается значительная репрессия. Не полностью исключается возможность образования взрывоопасных газовоэдушных смесей в случае остановки процесса и разложения пены. [37]
При этом часть воды, находящейся в при-скважинной зоне, в составе обратной эмульсии выходит в скважину, а часть - проталкивается в глубь пласта. Насыщение обратной эмульсии водой вызывает резкое увеличение вязкости сформировавшейся эмульсии в призабойной зоне, в результате чего увеличивается гидравлическое сопротивление пласта. Однако в процессе вызова притока нефти из пласта происходит разбавление дисперсионной среды сформировавшейся эмульсии в призабойной зоне и снижение ее вязкости, что приводит к снижению гидравлического сопротивления при движении нефти и эмульсии к забою скважины. Этим обеспечивается восстановление фазовой проницаемости по нефти пристенной зоны коллектора до значения, близкого к естественному. [38]
При удалении из призабойной зоны и пласта кольматирующих веществ последние смачиваются растворами многокомпонентной пены с образованием вокруг частичек адсорбционных слоев. В этом случае пенная система ( пенообразующий раствор) проникает в отдельные микротрещины, имеющиеся в кольматирующих веществах, и разобщает их вследствие ослабления связующих сил. Диспергированные частицы кольматирующих веществ удаляются с поверхности породы ( поровых каналов продуктивного коллектора) в процессе вызова притока жидкости и газа из пласта ( освоения скважины), а также под влиянием сил электростатического отталкивания, так как заряд очищаемой поверхности и частиц кольматирующих веществ одинаков. [39]
При удалении из призабойной зоны и пласта кольматирующих веществ последние смачиваются растворами многокомпонентной пены с образованием вокруг частичек адсорбционных слоев. В этом случае пенная система ( пенообразующий раствор) проникает в отдельные микротрещины, имеющиеся в кольматирующих веществах, и разобщает их вследствие ослабления связующих сил. Диспергированные частицы кольматирующих веществ удаляются с поверхности породы ( поровых каналов продуктивного коллектора) в процессе вызова притока жидкости и газа из пласта ( освоения скважины), а также под влиянием сил электростатического отталкивания, так как заряд очищаемой поверхности и частиц кольмагирующих веществ одинаков. [40]
Потенциальная продуктивность скважины может быть достигнута в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшение фильтрационных свойств пласта ( ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, производимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП может происходить и в процессе вызова притока из пласта. Например, в низкопористых пластах газоконденсатных месторождений стремление вызвать приток из скважины при больших депрессиях на пласт может привести к быстрому выпадению конденсата из аэрозольного состояния на стенки пор и, как следствие, к закупориванию призабойной зоны скважины. В ряде случаев по этим причинам пласты классифицируются как непродуктивные. [41]
Вызов притока из пласта в основном обеспечивается за счет создания депрессии на пласт. В этот же период происходит очистка приствольной зоны от проникшего в нее фильтрата, дисперсной фазы или бурового раствора. Существующие методы создания депрессии на пласт во многих случаях являются малоэффективными и часто не обеспечивают качественного освоения продуктивных пластов, особенно трещиноватых, при низких пластовых давлениях, так как неконтролируемые изменения пористости и проницаемости отражаются на результатах освоения скважины. Искусственный пластовый дроссель, созданный этими изменениями, влияет на приток жидкости из пласта в течение всей жизни скважины; с падением пластового давления его влияние усиливается, что в конечном итоге отражается на коэффициенте нефтеотдачи. Поэтому в процессе вызова притока из пласта принимают всевозможные меры для оценки приствольной зоны от проникших в нее посторонних веществ, направленные на восстановление первоначальных коллекторских свойств. [42]
Свабирование рсуществляется свабом ( поршнем), снабженным обратным клапаном, Сваб спускается на канате в насосно-компрессорные трубы ( НКТ) под уровень жидкости, клапан при этом открыт. При движении вверх клапан закрывается, и сваб выталкивает на по - - верхность столб жидкости, расположенной выше. Глубина погружения сваба зависит от мощности лебедки, агрегата в целом и прочности каната. Свабирование скважин, с АВПД производится с установкой на устье лубрикатора. К преимуществам данного метода относятся плавность создания депрессии, осуществление процесса вызова притока без привлечения дополнительных технических средств; к недостаткам - повышенная взрывоопасность ( трение каната создает условия искрообразо-вания), аварийность ( обрыв каната, заклинивание сваба) и низкая производительность. Метод в СССР, так же, как и тартание, применяется ограниченно. [43]