Гидродинамическая связь - скважина
Cтраница 2
Сохранение блокированной зоны, создаваемой твердой и жидкой фазами бурового и тампонажного растворов, предусматривает достижение высокой гидродинамической связи скважины с пластом. Перфорация скважины не всегда ее обеспечивает. [16]
При креплении продуктивных горизонтов остается неразрушенной плотная часть глинистой корки, которая в последующем может оказать влияние на ухудшение гидродинамической связи скважины с пластом. [17]
Другое дело - в малодебитных карбонатных объектах со сложным строением коллектора, где кольматация может привести к резкому снижению и даже практически к полному прекращению гидродинамической связи скважины с пластом: соотношение между дебитами при ИПТ и в: колонне имеет противоположный характер. Были сопоставлены результаты ИПТ на Рятамакской площади с величинами пористости ( по НГК и АК) испытанных пластов, с признаками коллектора по МЗ и KB, со сроками между вскрытием и испытанием ( ИПТ) и с результатами испытаний ( в колонне), где они проведены. [18]
Циклический процесс нефтедобычи приводит к снижению содержания битума в призабойной области, что позволяет постепенно увеличивать приемистость пласта и даже получить после нескольких циклов обработки гидродинамическую связь скважин. Работы на этой установке продолжены, и уровень добычи на ней доведен до 800 000 м3 / год. [19]
Если аномальное взаимодействие флюида с породой-коллектором препятствует движению нефти или газа к скважине, то использование перфоратора, обладающего даже высоким пробивным действием, часто не обеспечивает гидродинамической связи скважины с пластом, поскольку зона распространения комплексных систем или указанного аномального взаимодействия может иметь большую протяженность. Когда же аномальное взаимодействие флюида с породой способствует движению нефти или газа к скважине, испытания при бурении или вскоре после окончания сооружения скважины могут привести к получению завышенных дебитов. [20]
Вскрывать пласт при депрессии предпочтительно в случаях: а) проницаемость прискважинной зоны пласта с хорошими коллекторскими свойствами снижена в процессе бурения по сравнению с естественной; б) перфорация при репрессии не обеспечивает гидродинамической связи скважины с пластом; в) ожидаемое пластовое давление - аномально высокое или аномально низкое; г) пластовое давление снижено на поздних стадиях разработки месторождения; д) нет соответствия между данными геофизических исследований и результатами испытания пласта после перфорации при репрессии. [21]
Породы третьей группы характеризуются низкой естественной проницаемостью, вследствие чего происходит дополнительное снижение их фильтрационных свойств. При этом задача обеспечения хорошей гидродинамической связи скважины с пластом трудно выполнима. Для таких коллекторов особенно важно выполнение технико-технологических мероприятий, направленных на предупреждение и снижение загрязнений продуктивного пласта. [22]
 |
Типовые конструкции сква - жин в интервале продуктивного горизонта. [23] |
В этом случае для создания гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале его залегания обсадную колонну и находящийся за ней цементный камень перфорируют. Несмотря на существенные недостатки, третий вариант наиболее распространен в нашей стране. [24]
По третьему варианту ( рис. 11.2, г) продуктивный пласт или всю многопластовую залежь вскрывают на полную мощность, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют. В этом случае для создания гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале его залегания обсадную колонну и находящийся за ней цементный камень перфорируют. Несмотря на существенные недостатки, третий вариант наиболее распространен в нашей стране. [25]
Однако, как показала практика, такая конструкция не может удовлетворять возросшим требованиям интенсивного извлечения флюида из продуктивного пласта в условиях многообразия геологических условий и используемых технических средств для добычи нефти и газа, особенно в случае горизонтального бурения. К тому же традиционные методы обеспечения гидродинамической связи скважины с пластом при пулевой и кумулятивной перфорации нарушают целостность цементного кольца за колонной часто на значительном расстоянии от интервала перфорации, что обусловливает некачественное разобщение продуктивных пластов. Поэтому необходимо использовать такие конструкции забоев, которые удовлетворяют требованиям эксплуатации скважин в конкретных геологических условиях. [26]
Однако, как показала практика, такая конструкция не может удовлетворять возросшим требованиям интенсивного извлечения флюида из продуктивного пласта в условиях многообразия геологических условий и используемых технических средств для добычи нефти и газа, особенно в случае горизонтального бурения. К тому же традиционные методы обеспечения гидродинамической связи скважины с пластом при пулевой и кумулятивной перфорации нарушают целостность цементного кольца за колонной часто на значительном расстоянии от интервала перфорации, что обусловливает некачественное разобщение продуктивных пластов. [27]
Цементирование эксплуатационной колонны в интервале продуктивного объекта приводит к увеличению сроков освоения в 4 - 5 раз и снижению дебитов скважин в 2 - 3 раза по сравнению со скважинами с открытыми забоями. При этом кумулятивная перфорация не обеспечивает требуемой гидродинамической связи скважины с пластом, а вызов притока достигается проведением ГПСП или ГРП. [28]
Все это создает дополнительные каналы для движения жидкости. В этих условиях даже небольшого числа отверстий в колонне достаточно для обеспечения хорошей гидродинамической связи скважины с пластом. Однако значительные повреждения, приведшие к разрушению обсадной колонны и при-забойной зоны, могут осложнить процесс испытания и последующей эксплуатации скважины, поэтому следует принимать меры по их предупреждению. [29]
Вскрытие пласта при репрессии осуществляют в условиях негерметизируемого устья и заполнения скважины утяжеленным раствором, который предотвращает открытый выброс нефти или газа, но в то же время снижает, как показано выше, естественную проницаемость прискважинной зоны пласта и продуктивность скважины. Этот метод перфорации наиболее распространен, поскольку он прост и во многих случаях обеспечивает достаточную гидродинамическую связь скважины с пластом. Допустимо вскрывать пласт при репрессии, если он обладает хорошей проницаемостью, мало загрязнен при бурении и способен самоочищаться. При этом скважину следует заполнить жидкостью требуемой плотности, но не содержащей твердой фазы и не приводящей к существенному снижению проницаемости стенок перфорационных каналов и породы вокруг них. Желательно жидкость для перфорации скважины готовить специально, используя соответствующие ингибиторы. Во всех случаях необходимо стремиться к минимально допустимой репрессии на пласт. [30]
Страницы: 1 2 3