Гидродинамическое совершенство - скважина
Cтраница 2
Состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважин при соответствующем ( на период исследования) техническом вскрытии пласта бурением и перфорацией. [16]
Это может быть объяснено плохим гидродинамическим совершенством скважины до ГРП ( малым значением Гщ), вызванным различными причинами, как, например, отложением парафина или глинистого раствора в ПЗС, малой плотностью перфораций или отложениями солей. Создание хорошего фильтрационного канала в виде трещины может существенно снизить фильтрационное сопротивление в ПЗС. [17]
Это может быть объяснено плохим гидродинамическим совершенством скважины до ГРП ( малым значением гпр), вызванным различными причинами, как, например, отложением парафина или глинистого раствора в ПЗС, малой плотностью перфораций или отложениями солей. Создание хорошего фильтрационного канала в виде трещины может существенно снизить фильтрационное сопротивление в ПЗС. [18]
Влияние свойств промывочной жидкости на гидродинамическое совершенство скважины сказывается при вскрытии пласта как бурением, так и перфорацией. Скважины бурят чаще всего на утяжеленных глинистых растворах, плотность которых зависит от геолого-технических условий и достигает 2 3 г / см3, а иногда и более. Обычно создают репрессию на пласт 5 - 10 МПа на средних глубинах и до 40 - 50 МПа на больших глубинах. Под действием репрессии фильтрат и твердая фаза промывочной жидкости проникают в пласт и взаимодействуют с породообразующими минералами и пластовой жидкостью. Динамические нагрузки при спуско-подъе-мах бурового инструмента из-за поршневания, особенно при больших скоростях, приводят к увеличению репрессии пропив расчетной на 5 - 6 МПа на 1000 м спускаемого инструмента [12], что способствует проникновению промывочной жидкости в пласт. [19]
Судя по теоретическим исследованиям, гидродинамическое совершенство скважины по характеру вскрытия при данном виде и технологии перфорации зависит от количества отверстий на 1 м толщины пласта ( отв. Однако по результатам обобщающих исследований влияния плотности перфорации на совершенство скважины по характеру вскрытия пластов с привлечением данных исследований Ромашкинского и ряда других нефтяных месторождений Урало-Поволжья был сделан вывод о том, что добывающие скважины девонских нефтяных месторождений Татарии и других подобных им месторождений в среднем гидродинамически совершенны по характеру вскрытия пластов при применяемой плотности перфорации на 1 м толщины пласта независимо от ее вида. [20]
Влияние свойств промывочной жидкости на гидродинамическое совершенство скважины сказывается при вскрытии пласта как бурением, так и перфорацией. Скважины бурят чаще всего на утяжеленных глинистых растворах, плотность которых зависит от геолого-технических условий и достигает 2 3 г / см3, а иногда и более. Согласно единым техническим правилам ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях гидростатическое давление, создаваемое столбом промывочной жидкости, в скважинах глубиной до 1200 м должно на 10 - 15 % превышать ожидаемое пластовое, но не более чем на 1 5 МПа, в скважинах глубиной от 1200 до 2500 м - на 5 - 10 %, но не более чем на 2 5 МПа, а в скважинах глубиной более 2500 м - на 4 - 7 %, но не более чем на 3 5 МПа. Под действием репрессии фильтрат и твердая фаза промывочной жидкости проникают в пласт и взаимодействуют с породообразующими минералами и пластовой жидкостью. Динамические нагрузки при спуско-подъемах бурового инструмента из-за поршневания, особенно при больших скоростях, приводят к увеличению репрессии против расчетной на 5 - 6 МПа на 1000 м спускаемого инструмента, что способствует проникновению промывочной жидкости в пласт. [21]
Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить максимально возможное гидродинамическое совершенство скважины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации. [22]
За счет продольного вскрытия пласта повышается гидродинамическое совершенство скважин, что способствует увеличению де-битов. [23]
Эффективность вскрытия пласта перфорацией характеризуют коэффициентом гидродинамического совершенства скважины k, представляющим собой отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины, у которой продуктивный пласт вскрыт перфорацией через зацементированную обсадную колонну, к дебиту гидродинамически совершенной скважины, т.е. скважины, эксплуатируемой при открытом забое и незагрязненной прискважинной зоне пласта. [24]
 |
Зависимости коэффициентов гидродинамического совершенства скважин от трещиноватости пласта. [25] |
На рис. 17 показана взаимосвязь коэффициента гидродинамического совершенства скважины и коэффициента трещиноватости пласта. Из прямых этого рисунка видно, что влияние трещиноватости породы на гидродинамическое совершенство скважин с пластом, закрытым обсадной колонной, значительно ( от 50 до 200 %) меньше, чем в скважинах с открытым забоем. Причем с увеличением трещиноватости это различие существенно повышается. [26]
 |
Зависимости коэффициента гидродинамического совершенства скважин ф от времени воздействия бурового раствора на ПЗП. [27] |
На рис. 11 показаны зависимости коэффициента гидродинамического совершенства скважин ср от времени воздействия промывочного раствора на пласт для коллекторов с различной проницаемостью. [28]
При использовании той или иной методики для определения гидродинамического совершенства скважины важно знать размеры перфорационных каналов. [29]
Для технолога-разработчика важно соблюдение трех основных принципов: обеспечить высокое гидродинамическое совершенство скважины; сохранить прочность колонны и цементного кольца; достичь минимальных затрат средств и времени. Они выполняются подбором плотности перфорации, качества перфорационной жидкости, заполняющей скважину, и технологии процесса. [30]
Страницы: 1 2 3 4