Cтраница 1
Качество заканчивания скважин оценивается потерями давления на фильтрацию жидкости в призабойной зоне пласта, приведенным радиусом, величинами скин-эффекта и коэффициентом совершенства скважины. При положительном значении скин-эффекта и значительном ( свыше 50 %) перепаде давления, обусловленном дополнительными сопротивлениями при фильтрации жидкости в призабойной зоне, скважину включают в число первоочередных для проведения работ по повышению ее продуктивности. [1]
Рост требований к качеству заканчивания скважин приводит к возрастанию требований к тампонажным растворам. [2]
Параметры пласта, определяющие качество заканчивания скважин / / Инженер-нефтяник. [3]
Успешное решение проблемы повышения качества заканчивания скважин в поздней и завершающей стадиях разработки существенно осложняется изменением гидродинамического состояния залежей углеводородов. Дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади, приводящая к непрогнозируемому изменению градиента давления между нефте - и водонасыщенными пластами, наличие промытых зон, ужесточающиеся режимы эксплуатации скважин, осложняя технологию заканчивания скважин, приводят к резкому снижению эффективности и качества буровых работ по сохранению потенциальной продуктивности скважин, нарушению конструкции забоя и снижению его эксплуатационных характеристик. [4]
Эффективность разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами значительно зависит от качества заканчивания скважин и методов воздействия на призабойную зону пласта. Создан комплекс методов вскрытия пластов с применением широкой гаммы промывочных жидкостей: естественных водных суспензий, глинистых растворов, растворов на углеводородной основе, гидрофобно-эмульсионных растворов, малоглинистых растворов на полимерной основе. Последние обладают регулируемыми в широком диапазоне структурно-механическими свойствами, стойки к деструкции, позволяют проводить утяжеление до требуемой плотности и обладают низким кольматирующим эффектом. [5]
При освоении нефтяных месторождений главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин является решение проблемы сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов в приза-бойной зоне. Традиционно применяемая в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов при репрессии из-за отрицательного воздействия буровых растворов на призабойную зону продуктивного пласта не способствует получению потенциальных дебитов скважин и ведет к снижению конечной величины коэффициента нефтеотдачи пластов. Общепринятым объективным показателем качества заканчивания скважин является соотношение между фактической и потенциальной производительностью скважин. В связи с этим необходим поиск более совершенных технологий заканчивания скважин. Анализ состояния проблемы показал, что бурение при отрицательном перепаде давления в системе скважина-пласт ( ОПД) является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения. Несмотря на некоторый опыт работ в данной области, проблему нельзя считать решенной, поскольку отсутствуют методы проектирования и достижения в промысловых условиях заданной величины депрессии на продуктивный пласт. [6]
ПЗП), является крайне необходимым, но недостаточным условием для получения наиболее высокого значения относительной продуктивности ( ОП), принятой специалистами за критерий оценки качества заканчивания скважины, в т.ч. и вскрытия продуктивного пласта. [7]
Приток пластового флюида в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне скважины возникают фильтрационные сопротивления, которые являются следствием как конструкционных особенностей забоя, так и качества заканчивания скважины. Это приводит к снижению проницаемости пластового флюида относительно первоначальной проницаемости. [8]
Бурение нефтяных и газовых скважин неизбежно сопровождается различными физико-химическими процессами взаимодействия бурового раствора со слагающими стенки горной выработки породами. К этим процессам относятся фильтрация, диффузия, теплообмен, капиллярная пропитка и др. Один из наиболее существенных процессов взаимодействия бурового раствора с окружающими скважину породами - фильтрация, которая определяет возникновение поглощений бурового раствора и нефтегазоводопроявлений, глинизацию стенок скважины, кольматацию приствольной зоны продуктивных пластов, суффозию в фильтровой зоне скважины в процессе вызова притока и последующей эксплуатации, разуплотнение и набухание глинистых отложений и многие другие явления, существенно влияющие на качество заканчивания скважин. [9]
При освоении нефтяных месторождений главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин является решение проблемы сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов в приза-бойной зоне. Традиционно применяемая в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов при репрессии из-за отрицательного воздействия буровых растворов на призабойную зону продуктивного пласта не способствует получению потенциальных дебитов скважин и ведет к снижению конечной величины коэффициента нефтеотдачи пластов. Общепринятым объективным показателем качества заканчивания скважин является соотношение между фактической и потенциальной производительностью скважин. В связи с этим необходим поиск более совершенных технологий заканчивания скважин. Анализ состояния проблемы показал, что бурение при отрицательном перепаде давления в системе скважина-пласт ( ОПД) является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения. Несмотря на некоторый опыт работ в данной области, проблему нельзя считать решенной, поскольку отсутствуют методы проектирования и достижения в промысловых условиях заданной величины депрессии на продуктивный пласт. [10]