авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 7 |

Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин

-- [ Страница 2 ] --

Известно, что наиболее негативным последствиям при воздействии различных технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов подвержены коллектора, представленные низкопроницаемыми породами. Изучению проблемы фильтрации жидкости в пористых средах в плане заканчивания скважин в таких коллекторах посвящены работы Г.А.Бабаляна, В.С.Баранова, Б.В.Дерягина, К.Ф.Жигача, З.Г.Кистера, Ф.И.Котяхова, М.М.Кусакова, М.Маскета, У.Д.Мамаджанова, П.А.Ребиндера, С.К.Фергюсона, Ф.А.Требина, Р.И.Шищенко и многих других, в которых отмечается, что низкопроницаемые коллектора как порового, так и трещинного типа наиболее подвержены влиянию технологических факторов на их фильтрационную характеристику. Это же было подтверждено и более поздними исследованиями В.Г.Алекперова, Б.В.Касперского, В.Н.Кошелева, Н.Н.Михайлова, Л.К.Мухина, К.Ф.Пауса, А.И.Пенькова, Н.Р.Рабиновича, В.И.Яковенко, Р.С. Яремийчука, А.М. Ясашина и другими специалистами.

Анализ свойств низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной и Восточной Сибири, Поволжья, республик Коми, Казахстана и др. показал, что они во многих случаях имеют свою специфику, поэтому универсальных, одинаково высокоэффективных технологических решений, пригодных для практической реализации на разных месторождениях даже при вскрытии одновозрастных пластов не существует.

Рядом отечественных и зарубежных исследователей были обобщены и предложены различные мероприятия для улучшения качества крепления скважин. Значительный вклад в науку о реологии, свойствах цементов и цементных растворов, а также технологии цементирования скважин внесли Ф.А.Агзамов, М.О.Ашрафьян, А.И.Булатов, В.С.Данюшевский, В.И.Крылов, Ю.С.Кузнецов, А.А.Клюсов, Д.Ф. Новохатский, М.Р.Мавлютов, А.Х.Мирзаджанзаде, А.Г.Потапов, П.А.Ребиндер, Р.И.Шищенко и многие другие. Однако с появлением новых технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов, ужесточением требований по охране недр и сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов, проблема качественного крепления и заканчивания скважин не потеряла своей актуальности.

Анализ проблемы низкого качества крепления скважин, по мнению многих исследователей, показал, что основной причиной по-прежнему является негерметичность заколонного пространства. В результате обобщения различных точек зрения можно сделать вывод, что причинами негерметичности затрубного пространства являются:

-каналы или «языки» невытесненного бурового раствора;

-слабый контакт цементного камня со стенками скважины и обсадной колонны;

-наличие на стенках скважины толстой рыхлой глинистой корки;

-тончайшие прослойки воды между стенками скважины, обсадными трубами и цементным раствором;

-отсутствие технических средств и тампонажных систем, соответствующих конкретным условиям применения;

-негерметичность элементов обсадной колонны;

-недостаточное противодавление на пласт во время твердения цементного раствора;

-нарушение технологии цементирования скважины.

Таким образом, по-прежнему нет единого мнения на природу негерметичности заколонного пространства, которое может свестись к возникновению каналов при формировании цементного камня в результате неполного замещения промывочной жидкости в затрубном пространстве цементным раствором или в результате седиментационной неустойчивости цементного раствора.

Лабораторные исследования и промысловые данные свидетельствуют о том, что вскрытие и цементирование продуктивных пластов приводит к существенному снижению их коллекторских свойств и, как следствие, к снижению продуктивности скважины по сравнению с потенциально возможной. Скважины длительное время работают с пониженными дебитами.

Анализ технических средств, используемых при заканчивании скважин, с целью повышения качества крепления и сохранения коллекторских свойств пластов в наклонных, пологих и горизонтальных скважинах, во многом показал их низкую эффективность и надежность.

Для повышения качества заканчивания скважин, особенно при вскрытии низкопроницаемых коллекторов, необходимо:

-определить условия, при которых происходит наиболее существенное изменение коллекторских свойств пластов;

- исследовать влияние компонентов технологических жидкостей (буровых и цементных растворов, буферных жидкостей, жидкостей перфорации и др.) на степень изменения фильтрационной характеристики продуктивных пластов;

- разработать технологию заканчивания скважин, включающую способы, технические средства, материалы, высокоэффективные составы цементных растворов и буферных жидкостей, повышающую качество крепления, исключающую осложнения и снижающую отрицательное воздействие тампонажного раствора на коллекторские свойства пласта при цементировании;

- апробировать и внедрить в производство основные элементы технологического процесса в различных геолого-технических условиях;

Вторая глава посвящена разработке методики и совершенствованию экспериментального оборудования для исследования основных факторов, определяющих качество заканчивания скважин в части сохранения коллекторских свойств пласта, исследованиям влияния технологических жидкостей на проницаемость кернов, вопросам выбора технологических решений на основе априорной оценки качества вскрытия и крепления продуктивных интервалов.

Целесообразность использования предлагаемой к реализации технологии заканчивания скважин может быть получена на основании результатов экспериментальной оценки влияния технологических воздействий на фильтрационные свойства коллектора, которые позволяют прогнозно (априорно) оценить ожидаемую эффективность применения отдельных элементов и каждого мероприятия, влияющих на производительность работы скважины.

На практике, значения геолого-физических характеристик продуктивного пласта, как правило, оценивают усредненными для всего объекта в целом. В разрезе каждой скважины часто встречается несколько пропластков, по своим характеристикам отличающихся друг от друга. В качестве исходных данных для расчета изменения условий притока нефти из пласта в скважину принимается показатель относительной продуктивности ОП, который в настоящее время является единственным общепринятым объективным показателем качества заканчивания скважин с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта. Показатель ОП может быть определен как по данным гидродинамических исследований в скважинах, так и на основании результатов экспериментальных исследований на натурных кернах, отобранных из исследуемого объекта вскрытия. Если гидродинамические исследования позволяют оценить только качество первичного вскрытия (при испытании в открытом стволе) и заканчивания скважины в целом (при испытаниях после перфорации), то проведение комплекса экспериментальных исследований на натурных кернах дает возможность оценить влияние каждого из элементов технологии заканчивания скважин в отдельности. При этом можно установить, на какой стадии пласт подвергается наибольшему отрицательному воздействию, а это, в свою очередь, позволяет определить еще на этапе проектирования, какой из элементов технологии заканчивания скважин требует усовершенствования. Экспериментальные методы оценки проницаемости породы-коллектора при различных технологических воздействиях в процессе заканчивания скважины являются составной частью работ, связанных с предупреждением загрязнения нефтенасыщенных пластов, и предназначены для практического использования при выборе наиболее оптимальных по составу и свойствам рабочих жидкостей, применяемых на заключительных стадиях строительства скважины. Лабораторные исследования проводятся на натурном керновом материале с воспроизведением природной насыщенности его пластовыми флюидами и в условиях, приближенных к скважинным, который выбирается из наиболее представительного разреза продуктивного пласта, обеспечивающего основной приток нефти в скважину.

Основу экспериментальных методов оценки блокирующей способности рабочих жидкостей для заканчивания скважин и их фильтратов составляет определение фазовой проницаемости (К) натурного или искусственно сформированного (эталонного) пористого образца горной породы по трансформаторному маслу в присутствии остаточной водонасыщенности до (К0) и после (К1) воздействия на образец исследуемой технологической жидкостью или ее фильтратом. При оценке степени изменения проницаемости пористого образца за базу сравнения принимается первоначальная маслопроницаемость (К0) этого образца при наличии в нем остаточной (связанной) воды. При этом в качестве единого критерия, количественно характеризующего блокирующую способность той или иной технологической жидкости принимается общепринятый показатель = К10, показывающий степень восстановления проницаемости опытного образца после взаимодействия его с исследуемой жидкостной системой. Используя коэффициент восстановления проницаемости керна, показатель качества вскрытия пласта определяется по формуле

, (1)

где = К1/Ко - среднее значение коэффициента восстановления проницаемости керна до и после воздействия;

Ко, К1 - проницаемость кернов до и после воздействия, мкм2;

Rс - радиус скважины, м;

Rф - радиус проникновения фильтрата исследуемой технологической жидкости, м, который оценивается по формуле

, (2)

где Vф - скорость фильтрации при перепаде давления и пластовой температуре, м/с;

Т- время воздействия исследуемой жидкости, с;

Рз, Рпл – забойное и пластовое давление при технологическом воздействии на пласт;

m - пористость пласта;

- коэффициент вытеснения нефти водой (фильтратом исследуемой технологической жидкости).

В большинстве случаев основным действующим фактором, ухудшающим приток нефти из пласта в скважину, является достаточно глубокое (до нескольких метров) проникновение в призабойную зону пласта водных фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей перфорации, глушения, обработки, основными параметрами которых являются скорость фильтрации (Vф) и коэффициент восстановления проницаемости () определяемые по данным лабораторных исследований на натурных кернах.

В качестве примера в табл.1 приведены результаты лабораторных исследований по изложенной выше методике для 10 образцов керна с различной начальной проницаемостью, отобранных из продуктивных интервалов скважин Талинского месторождения, вскрытых с использованием естественных полимерглинистых буровых растворов на основе НР-5 (скв.№ 5086) и на основе полимера сайпан (скв. 4209). Согласно типовой технологии перед вскрытием продуктивного объекта эти растворы были обработаны полиакриламидом ПАА (0,2-0,3 кг/м3), НР-5 (10-30 л/м3); сайпаном (1,5-2,0 кг/м3), сульфанолом (0,2кг/м3), нефтью (100-150 л/м3).

Параметры растворов находились в пределах: = 1,20 - 1,23 г/см3; пл. = 14-16 спз; =50-80 дин/см2; ф=5,5-8,0 см3/30 мин.

Таблица 1- Результаты лабораторных исследований кернов

Ко,10-3 мкм2 Бур. р-р из скв. № К1,10-3 мкм2 1 Vф,10-6 м/с К2,10-3 мкм2 2 2/ 1
4,3 6,5 12,2 29,4 28,5 155,0 167,0 12,6 13,7 17,0 5086 -//- -//- 4209 5086 4209 5086 5086 4209 4209 2,5 4,2 8,0 19,0 19,5 88,0 94,0 11,3 7,3 11,8 0,58 0,65 0,65 0,65 0,68 0,57 0,56 0,89 0,53 0,69 1,1 1,1 1,0 1,7 1,6 1,6 1,5 1,6 1,8 1,6 2,15 3,60 7,70 17,3 18,2 86,8 76,8 9,6 6,6 10,8 0,50 0,56 0,63 0,59 0,64 0,56 0,46 0,76 0,48 0,64 0,85 0,87 0,95 0,91 0,96 0,97 0,82 0,86 0,91 0,96


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 7 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.