Cтраница 2
Расстановка центраторов и скребков, как показано на рис. 43, б, рекомендуется для интервалов продуктивных горизонтов в зоне перфорации. Такая расстановка оснастки снижает степень возможного растрескивания цементного камня за колонной при перфорации, повышает надежность изоляции горизонтов и способствует предотвращению межпласто-вых перетоков жидкости или газа. [16]
Растворы кислот предназначены для удаления фильтрационной корки и остатков бурового раствора со стенок скважины в интервале продуктивного горизонта. В качестве буферной жидкости обычно используют 8 - 15 % - ный водный раствор соляной кислоты или водный раствор сульфаминовой кислоты 20 % - ной концентрации. [17]
При заканчивании скважины для многопластовой эксплуатации или для целей нагнетания было доказано, что хвостовик в интервале продуктивных горизонтов и нагнетания должен оборудоваться оснасткой - центраторами, скребками, что обеспечивает качественную цементную перемычку между зонами. [18]
Надежность скважины как гидротехнического сооружения зависит от качества вскрытия продуктивного горизонта, правильности разработки конструкции скважины для интервала продуктивного горизонта и качества изоляции этого интервала. [19]
Важно обеспечить турбулентный режим течения глинистого раствора, буферной жидкости и цементного раствора при прохождении их в интервалах продуктивных горизонтов, осложненных, как правило, кавернами, за весь период движения этих жидкостей в заколонном пространстве. На конечном этапе движения цементного раствора течение его может происходить при ламинарном режиме из-за роста давлений на устье скважины. Для фиксирования давления стоп скорость продавки резко снижают. [20]
Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ: вскрытие продуктивного горизонта, конструктивное оформление ствола скважины в интервале продуктивного горизонта и изоляция его от соседних интервалов с водоносными и проницаемыми пластами, создание гидродинамической связи продуктивного горизонта со скважиной, исследование продуктивных пластов, освоение продуктивных пластов с промышленными запасами. [21]
Для принятия правильного решения эксперту необходимо проанализировать большой объем информации: количество и технологии ранее проведенных обработок, данные об интервалах продуктивного горизонта, продолжительность работы скважины, уровень падения пластового давления в зоне работы скважины, степень обводнения скважины. Ввиду сложности процесса принятия решения при разработке месторождения, большой ответственности, лежащей на эксперте, была разработана интеллектуальная информационная система поддержки принятия решений с применением нейронных сетей. [22]
Интенсивность фильтрации и формирования ПЗП зависит не только от показателя фильтрации бурового раствора, но и от репрессии на пласт, т.е. избыточного дифференциального давления бурового раствора у стенки ствола в интервале продуктивного горизонта. Различают статическую и динамическую репрессии на пласт. [23]
Если такие вопросы, как разобщение продуктивных и водоносных горизонтов, изоляция подошвенных вод, обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта, обеспечение благоприятных условий в стволе скважины при вскрытии продуктивного пласта, защита его от вредного влияния тампонажного раствора, решаются выбором соответствующего варианта конструкции скважины в интервале продуктивного горизонта, то реализация требования сохранения естественных коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия обеспечивается в первую очередь правильным выбором технологии бурения. [24]
Применяется несколько типов конструкций забоя, представленных на рис. 1.1. В силу ряда геолого-технических факторов - многопластовости залежи, дифференциации пластовых давлений по разрезу и площади, повышенных градиентов давления между разнонапорными пластами - на месторождении чаще всего применяется гидродинамически несовершенная по характеру и степени вскрытия конструкция забоя скважин ( рис. 1.1, а), формируемая в процессе цементирования эксплуатационной колонны и перфорации интервала продуктивных горизонтов. При этом башмак обсадной колонны устанавливается в подошвенной части продуктивного горизонта с целью предупреждения обводнения добываемой продукции уменьшением эффективной толщины нефтенасыщенного пласта. [25]
В нагнетательной скважине спущен до глубины 38 1 м и зацементирован до устья кондуктор диаметром 245 мм. В интервале продуктивного горизонта она состоит из хромонике - - левой стали, а в остальной части - из обычно применяемой стали. В интервале 210 - 125 м колонна зацементирована термостойким цементом, а выше 125 м - портландцементом. [26]
Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующей последовательности. Вначале в скважине против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. При наличии на стенках колонны цементной корки в соляную кислоту добавляют 1 - 1 5 % - ный раствор плавиковой кислоты. Далее в пласт закачивают 10 - 15 % - ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки поровых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту - смесь 3 - 6 % - ной плавиковой кислоты с 10 - 12 % - ной соляной кислотой. [27]
На рис. 7.21 показаны термограммы, снятые от устья до забоя паронагнетательных скважин. На рис. 7.22 дается конфигурация термограмм в интервалах продуктивного горизонта. [28]
При низких пластовых давлениях продуктивного горизонта, когда залежь не подстилается подошвенной водой, а породы устойчивые, продуктивную часть разреза не цементируют. При этом применяют манжетное цементирование эксплуатационной колонны, которая в интервале продуктивного горизонта имеет фильтр. [29]
Исследования производят по следующей схеме. В заполненную газом скважину через лубрикатор спускают прибор НГК и в интервале продуктивного горизонта, не обсаженного колонной, снимают кривую, показывающую газонасыщенные участки в разрезе скважины. Затем, не извлекая прибора, открывают скважину, которая работает в течение 5 - 10 час. За это время в призабойной зоне пропластков, из которых поступает газ в скважину, возникнет депрессия; давление, а следовательно, и плотность газа понизятся. Сопоставление данных обеих диаграмм НГК позволит установить положение всех работающих пропластков в разрезе скважины и определить их эффективную мощность. [30]