Cтраница 3
Одним из наиболее перспективных способов вскрытия продуктивных пластов является вскрытие с применением газообразных агентов. Имеющиеся литературные данные по вскрытию пластов с газообразным агентом показывают, что использование их приводит к увеличению показателей скорости бурения, сокращению времени освоения скважины и полному сохранению естественной продуктивной характеристики пласта. [31]
Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность. [32]
Их применение способствует резкому уменьшению поглощения промывочной жидкости и повышению устойчивости прифильтрово зоны скважин. Зона кольматации в виде корки толщиной 5 - 7 мм легко разрушается в процессе освоения скважин. При этом время освоения скважин сокращается. [33]
На промыслах Татарии и Башкирии в большинстве случаев, ели нефтяные пласты вскрыты с промывкой водой, скважины осваивают в течение более длительного периода и они имеют значительно меньший дебит, чем пробуренные с промывкой глинистым раствором. Некоторые скважины, пробуренные с промывкой водой, вообще не удалось освоить. В результате попадания воды в нефтяные песчаники не только резко увеличивается время освоения скважин, но и значительно снижается нефтеотдача пласта. Если для большинства скважин, где нефтяной пласт вскрыт с промывкой глинистым раствором, фактический срок освоения не превышает двух-трех дней, то большинство скважин, пробуренных с промывкой водой, осваивалось дольше, чем велось бурение. В табл. 1 [78] показано время на бурение и освоение скважин угленосной свиты, пробуренных с промывкой водой на промыслах Башкирии. [34]
В промысловой практике бывает немало случаев, когда даже после длительного дренирования поглотительная способность скважины нисколько не увеличивается и с помощью заливочного агрегата не удается протолкнуть в пласт сколько-нибудь заметное количество жидкости. В разведочных скважинах, когда еще плохо изучена характеристика встречаемых в разрезе вод, можно предполагать, что появившаяся во время освоения скважины посторонняя вода - пластовая. [35]
Остановки и глушение скважин для различных ремонтов приводят к увеличению содержания воды в их продукции. Особенно это характерно для скважин с частично обводненной продукцией. Накопившаяся на забое вода во время остановки и длительных простоев скважины проникает в ПЗП, причем радиус ее проникновения достигает нескольких метров. В результате увеличивается время освоения скважин и снижается их дебит. [36]
Аналогичные по технологии работы были проведены также в скв. Но при этом был осуществлен переход с пласта Д1 на Кыновский горизонт, то есть на верхний пласт. В целом результаты проведенных экспериментов показывают, что сокращается время освоения скважин, увеличивается дебит нефти на 20 % и более. По всем 16 скважинам дополнительно добыто 6761 т нефти. [37]
Во ВНИИБТ проведены наблюдения за одной из трех указанных выше скважин ( скв. Михайловской площади и установлено, что дебит скважины через 1 мес после воздействия бурового раствора ( раствор ПАВ) оставался в течение двух лет в 3 раза ниже, чем до глушения. Это подтверждается всеми существующими методами количественной оценки ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов. Как показывают лабораторные и промысловые исследования, из существующих циркулирующих сред только газообразные агенты способствуют сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и резко сокращают время освоения скважин. [38]
Как известно, после производства работ по креплению призабойной зоны любым способом, осваивать скважины рекомендуется методом плавного запуска. При этом отбор жидкости из скважины в первые дни работы должен быть снижен на 20 - 30 % от среднего отбора до обработки. Эти справедливые требования продиктованы тем, чтобы большими и резкими депрессиями не вызвать нарушение скелета породы в дризабойной зоне и не свести на нет профилактическую работу по креплению призабойной зоны. Наряду с этим в процессе производства работ в призабой-ную зону нагнетают в больших количествах воду, которая способствует снижению проницаемости. Следовательно, проницаемость призабойной зоны снижается дважды: в результате закачки цементирующих веществ и воды. При этих условиях во время освоения скважины после обработки применяют значительно большие депрессии, чем они могли бы быть, если исключить отрицательное влияние воды. Очень возможно, что некоторая часть неудачных обработок вызвана указанными причинами. [39]
На месторождениях с аномально низким пластовым давлением хорошо зарекомендовала себя загущенная нефть. Загущение и структурообразование нефти производится натриевыми мылами жирных или нафтеновых кислот. Такая жидкость включает 95 % безводной дегазированной нефти, 4 % смеси гудронов растительных и животных масел или СМАД-1 и 1 % каустической соды. Она характеризуется следующими технологическими свойствами: плотность 940 - 960 кг / м3, статическое напряжение сдвига 1 - 2 / 2 - 3) мПа, водоотдача 6 - 8 см3 / 30 мин. Компоненты смешивают на поверхности, и смесь неоднократно прокачивают через скважину. Повышенная температура на забое скважины и смешивание обеспечивают равномерное распределение компонентов в ее объеме и омыление кислот в течение 2 - 3 циклов. Даже при воздействии жидкости на продуктивный пласт в течение 2 - 4 месяцев сокращается время освоения скважин. [40]
Глубинный насос НСВ-1-32 был спущен на глубину 1450 м, и скважина вступила в эксплуатацию. Следовательно, герметичность пакеров была нарушена в течение очень короткого времени. С первых дней эксплуатации после РИР содержание воды плотностью 1027 кг / м3 составляло 54 % и в течение 9 месяцев оно сохранялось примерно на указанном уровне, что не характерно для возвратного пласта ДГУ. Перечисленные данные позволяют предположить, что герметичность пакеров была нарушена уже в первые дни работы скважины после РИР. Жидкость в скважину поступала из обоих пластов Д1 и ДГУ. Затем, возможно, произошла кольматация неплотностей пакера поступающими из пласта осадками. Первоначальная величина содержания воды не может быть объяснена притоком привнесенной в пласт во время РИР жидкости, так как была произведена его очистка с помощью клапана депрессии, затем в процессе освоения компрессором в течение 20 ч было извлечено 26 м3 жидкости, в том числе 6 м3 нефти. Плотность жидкости на глубине 1400 м была равной 1195 кг / м3, то есть во время освоения скважины герметичность пакеров еще сохранялась. Скважина эксплуатируется в течение 29 месяцев. [41]