Cтраница 2
Обширный опыт исследования пластов с помощью пласто-испытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует интенсивному удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бурового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины и тонких пропластков. Наиболее благоприятные условия создаются в тех случаях, когда депрессия в 3 раза превышает репрессию на пласт при вскрытии. При депрессии ниже 10 МПа снятие блокирования ПЗП может быть неэффективным. С точки зрения притока нефтегазового составляющего: пластового флюида положительное влияние оказывает такая депрессия, которая вызывает турбулентный режим течения флюида в пласте. Таким образом, с учетом устойчивости горных пород исследуемого объекта, предельно допустимого перепада давления на пакере и допустимых давлений смятия для бурильных труб необходимо планировать максимально возможную депрессию на пласт. [16]
Обширный опыт исследования пластов с помощью пластоиспытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует интенсивному удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бурового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины и тонких пропластков. Наиболее благоприятные условия создаются в тех случаях, когда депрессия в 3 раза превышает репрессию на пласт при вскрытии. При депрессии ниже 10 МПа снятие блокирования ПЗП может быть неэффективным. [17]
Практическое применение методов интенсификации добычи нефти показывает, что наибольший технологический, следовательно, и экономический эффект достигается при комплексном использовании различных методов воздействия на призабойную зону пласта. При этом может быть одновременно решен ряд задач, а именно: восстановление проницаемости призабойной зоны пласта, выравнивание профилей приемистости и отдачи и др. Эти задачи наиболее успешно решаются при условии осуществления методов воздействия на группе скважин определенного участка залежи. В этих условиях, даже при кажущейся неудачи по отдельным скважинам, суммарный эффект может оказаться весьма ощутимым за счет оптимизации процесса выработки запасов нефти. [18]
Росту сспс соответствует увеличение пористости и проницаемости, разумеется, при одновременном снижении содержания глин и карбонатов в горной породе. Последнее свидетельствует о том, что в результате проведенных по существующим технологиям кислотных обработок происходит в основном восстановление проницаемости призабойной зоны до естественного значения, то есть главным образом, за счет разблокировки, очистки призабойной зоны от загрязняющих ее продуктов. [19]
Наблюдающееся нередко б с 1 после кислотных обработок забоя скважины в трещиноватых коллекторах свидетельствует о кольматации пласта вокруг скважины, при которой величина i искусственно завышается, а / тготэ по формуле ( 293) занижается. В связи с этим коэффициент трещиноватости пласта тотэ, определенный по формуле ( 291), в несовершенной скважине после восстановления проницаемости призабойной зоны многократными кислотными обработками может оказаться более близким к истинному, нежели при определении по формуле ( 293), если под величиной h подразумевать высоту профиля притока или поглощения в скважине. Точность такого определения истинной эффективной трещиноватости зависит от того, насколько восстановлено естественное состояние пласта вокруг скважины и насколько загрязнена удаленная его часть. [20]
Тампонажные растворы, применяемые для цементирования продуктивных пластов, представляют собой сложные физико-химические системы, которые несовместимы с буровыми растворами, предшествующими их применению. Взаимодействие компонентов тампонажного раствора с остатками бурового в трещинах, порах пласта, как правило, приводит к увеличению закупоривающего эффекта и усложнению задачи восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении и вводе скважины в эксплуатацию. [21]
Тампонажные растворы, применяемые для цементирования продуктивных пластов, представляют собой сложные физико-химические системы, которые несовместимы с буровыми растворами, предшествующими их применению. Взаимодействие компонентов тампонажного раствора с остатками бурового в трещинах, порах пласта, как правило, приводит к увеличению закупоривающего эффекта и к усложнению задачи восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении и вводе скважины в эксплуатацию. [22]
Причиной является активная гидравлическая связь пластов продуктивных отложений и ствола скважины по заколонному пространству с нарушенным цементным кольцом. Частичное или полное разрушение цементного кольца происходит при первичном цементировании под влиянием процессов контракции и седиментации в период формирования цементного камня, при производстве перфорационных работ ( вторичное вскрытие продуктивных пластов), операций по интенсификации добычи углеводородов и восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, а также режимов эксплуатации скважин. [23]
По способности адсорбироваться на кварцевом песке они сильно отличаются друг от друга. Так, препараты типа ДС и сульфонатриевые соли почти не адсорбируются на кварцевом песке из их водных растворов. Адсорбция ОП-7 в зависимости от условий достигает 0 2 - 1 0 мг / г. Очень сильно адсорбируются из растворов нефти сульфонатриевые соли - 13 мг / г, а также ОП-4 - до 3 мг / г, вследствие чего к применению этих растворов для восстановления проницаемости призабойных зон скважин следует подходить с некоторой осторожностью. [24]
В этот период пена контактирует с глинистыми частицами, пептизирует их, вследствие чего частицы разрыхляются. Для удаления последних необходимо несколько снизить противодавление на пласт, повысив степень аэрации пены. В результате разрыхленные глинистые частицы потоком пены удаляются с забоя. Затем вновь увеличивают противодавление на пласт, снизив степень аэрации: в фильтровые отверстия проникает пена, разрыхляет глинистые частицы и при повторном снижении противодавления выносит их к забою по за-трубному пространству на поверхность. Операцию повторяют до тех пор, пока зафильтровая зона не будет очищена от глины. Это способствует восстановлению проницаемости призабойной зоны и увеличению притока жидкости к забою скважины. [25]
При отборе нефти из залежи весьма существенное значение имеет состояние призабойной зоны коллектора. При разработке нефтяных месторождений бывают случаи, когда ввод скважин в эксплуатацию после окончания бурения задерживается ввиду отсутствия притока нефти из-за отрицательного влияния воды, проникающей в коллектор из глинистого раствора в процессе бурения. Вода вместе с нефтью при известных условиях образует смесь, которая частично закупоривает перовые каналы, снижая проницаемость коллектора. Та часть проникшей в породу воды, которая способна перемещаться по перовым каналам, движется с очень малой скоростью вследствие особого характера движения смеси в капиллярах. Решающее значение в этом случае имеют размер поровых каналов, толщина пограничных слоев и величина поверхностного натяжения на границе раздела вода - нефть. Эти же факторы определяют эффективнвсть при кислотной обработке забоя скважин, проводимой с целью восстановления проницаемости призабойной зоны коллектора. [26]