Cтраница 3
Сохранение на таком хорошем уровне всех структурно-механических характеристик промывочной жидкости в случае обработки ее ГКЖ-Ю является результатом эффекта гидрофобизации глинистых частиц. На это же указывают и сравнительные данные по фракционному составу ( табл. 14) твердой фазы промывочной жидкости при бурении скв. [31]
Анализ опубликованных результатов исследований показал, что основной причиной ухудшения коллекторских свойств пласта является проникновений в пласт фильтрата бурового раствора, воды и твердой фазы промывочной жидкости в период вскрытия. Для улучшения проницаемости приза - - бойной зоны предпринимаются попытки очистки ПЗП пу-тем создания депрессии различными способами. Применяются тепловые, химические, механические и комбинированные методы воздействия на ПЗП. [32]
Результаты анализа имеющихся материалов показали, что степень изменения физических свойств прискважинной зоны пласта зависит от геологических и технологических факторов. К геологическим факторам относятся: тип и значение пористости, рас-крытость микротрещин, минеральный состав глинистого немента, соотношение диаметров норовых каналов и твердой фазы промывочной жидкости. [33]
Она значительно дороже кальцинированной соды и как самостоятельный реагент для обработки промывочных жидкостей применяется мало. Например, она используется при бурении с промывкой естественными карбонатными растворами: служит для диспергирования ( измельчения) карбонатного шлама и, следовательно, перевода его в твердую фазу промывочной жидкости. [34]
Для вскрытия пласта, дострела или перестрела с целью восстановления циркуляции и повышения производительности скважины широкое применение находят кумулятивные перфораторы. Их существенный недостаток в том, что канал, пробитый кумулятивной струей, может быть закупорен или загрязнен остатками заряда и струи, разрушенной породы и цементного камня, фильтратом и твердой фазой промывочной жидкости. Кроме того, при действии кумулятивного перфоратора создается фугасный эффект, приводящий к нарушению элементов конструкции скважины. [35]
Поскольку при бурении скважин чаще всего используют жидкости на водной основе, то для улучшения свойств этих жидкостей они подвергаются физико-химической обработке. При этом к жидкости предъявляют ряд требований [13]: 1) фильтрат промывочной жидкости не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофобности породы и количества физически связанной воды в порах пласта; 2) фильтрат не должен вступать в физико-химическое взаимодействие с породой пласта; 3) гранулометрический состав твердой фазы промывочной жидкости должен соответствовать структуре пористой среды таким образом, чтобы твердые частицы не забивали каналы фильтрации жидкости и вымывались при запуске скважины в работу; 4) поверхностное натяжение на границе фильтрат - - углеводородное содержимое пласта должно быть минимальным; 5) водоотдача при забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические свойства такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании пласта было минимальным; 6) степень минерализации и солевой состав фильтрата должны быть близкими к пластовым. [36]
Предупреждение отрицательных последствий процессов, протекающих на стенке скважины и в призабойной зоне, является важной научно-практической задачей и задачей сохранения естественной продуктивности коллектора. Вскрытие продуктивных пластов бурением по общепринятой технологии неизбежно сопровождается снижением их естественной продуктивности. Это обусловлено, прежде всего, проникновением в при-скважинную зону коллектора фильтрата твердой фазы промывочной жидкости. По разным источникам глубина проникновения твердой фазы составляет от 3 - 5 мм до 20 см и зависит от коллекторских свойств пласта. Фильтрат же проникает на большую глубину 0 4 - 1 м или даже до 3 - 28 метров. По методике ВНИКРнефть при оптимальной технологии первичного вскрытия пласта глубина проникновения фильтрата не должна превышать глубину перфорационных каналов при вторичном вскрытии. [37]
Поглощения делятся на частичные и полные. Проницаемые зоны классифицируются по величине коэффициента, характеризующего проницаемость зоны в процессе бурения. Проницаемые зоны, представленные неустойчивыми, тонкотрещиноватыми или пористыми породами, изолируются частицами твердой фазы промывочной жидкости в процессе бурения скважин. Потеря промывочного агента здесь сводится к объему, отфильтровавшемуся в процессе формирования корки. [38]
В процессе цементирования давление в заколонном пространстве всегда должно быть выше пластовых давлений. Под влиянием разности этих давлений неизбежно отфильтровывание части свободной воды из тампонажного раствора в проницаемые породы. Такое обезвоживание не представляет опасности только в том случае, если раствор находится в непрерывном движении, а на стенках скважины имеется малопроницаемая фильтрационная корка из частиц твердой фазы промывочной жидкости. Если же эта корка на каком-либо участке скважины удалена, из тампонажного раствора будет отфильтровываться свободная вода, а на стенках скважины образуется цементная корка. [39]
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. [40]
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. [41]
В гранулярных коллекторах наиболее тонкие частицы дисперсной фазы проникают по наиболее крупным поровым каналам, частично закрывают их, уменьшают площадь сечения и превращают крупные каналы в средние и мелкие. Хотя пористость породы в зоне кольматации при этом уменьшается незначительно, проницаемость снижается резко. Имеются данные о том, что наиболее тонкие частицы дисперсной фазы глинистых растворов могут проникать в поры с радиусом более 1 6 - 6 мкм. Исследования показывают, что, если диаметр пор dn породы меньше утроенного диаметра d4 частиц твердой фазы промывочной жидкости, последние создают на поверхности стенок скважины фильтрационную корку и почти не проникают в пласт. Если 3d4dn10 d4, частицы твердой фазы проникают неглубоко в породу, закрывают поры и создают фильтрационную корку в самой породе. В трещиноватый коллектор твердая фаза промывочной жидкости может проникать на очень большое расстояние, иногда - на десятки метров от скважины. В результате частичного отфильтровывания дисперсионной ере ды из промывочной жидкости на поверхности трещин образуются фильтрационные корки. Таким образом, трещины оказываются заполненными застудневшей промывочной жидкостью и фильтрационной коркой. [42]
В гранулярных коллекторах наиболее тонкие частицы дисперсной фазы проникают по наиболее крупным поровым каналам, частично закрывают их, уменьшают площадь сечения и превращают крупные каналы в средние и мелкие. Хотя пористость породы в зоне кольматации при этом уменьшается незначительно, проницаемость снижается резко. Имеются данные о том, что наиболее тонкие частицы дисперсной фазы глинистых растворов могут проникать в поры с радиусом более 1 6 - 6 мкм. Исследования показывают, что, если диаметр пор du породы меньше утроенного диаметра d4 частиц твердой фазы промывочной жидкости, последние создают на поверхности стенок скважины фильтрационную корку и почти не проникают в пласт. Если 3 ч пЮ d4, частицы твердой фазы проникают неглубоко в породу, закрывают поры и создают фильтрационную корку в самой породе. В трещиноватый коллектор твердая фаза промывочной жидкости может проникать на очень большое расстояние, иногда - на десятки метров от скважины. В результате частичного отфильтровывания дисперсионной среды из промывочной жидкости на поверхности трещин образуются фильтрационные копки. Таким образом, трещины оказываются заполненными ззг удневшей промывочной жидкостью и фильтрационной коркой. [43]
Коллинза [59], У. Д. Мамаджанова [72], Ю. П. К а-ротаева и М. И. Швидлера [44], А. С. Пестрикова [85] показано, что с увеличением перепада давления пропорционально увеличивается количество отфильтровавшейся жидкости, однако экспериментальные исследования С. К. Фергюссопа и Д. А. Клотца [117], В. Энгельгардта [128], В. Г. Алекперова [6, 7] показали, что ее количество слабо зависит от перепада давления. МПа практически не влияет на скорость фильтрации. Это связано с уплотнением внешней фильтрационной корки и более плотной закупоркой поверхностного слоя пористой среды частицами твердой фазы промывочной жидкости. [44]
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. [45]