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 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 7 |

Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин

-- [ Страница 3 ] --

Из данных таблицы видно, что фильтраты обоих буровых растворов в одинаковой степени и существенно снижают начальную проницаемость образцов независимо от их исходной проницаемости.

Снижение проницаемости за счет закупорки поровых каналов твердой фазой буровых растворов незначительно. Полученные значения 2 / 1= 0,82- 0,97 свидетельствуют о том, что твердая фаза не может оказать существенного влияния на изменение продуктивности пластов и скважины в целом. Благодаря образованию кольматационного слоя и глинистой корки снижается скорость фильтрации и, как следствие, глубина проникновения фильтрата в пласт.

Подставив реальные значения параметров в формулы 1 и 2 для случая вскрытия пластов ЮК10 и ЮК11: Vф =1,5 10-6 м/с; m = 0,15; Rc = 0,1м; Т=5 сут; = 0,5 получим глубину проникновения фильтрата Rф =1,5 м, что существенно снизит потенциальную продуктивность скважнны, особенно на первом этапе эксплуатации и показатель качества.

Для определения показателя качества вскрытия пласта воспользуемся формулой (1). Учитывая, что в среднем 1 =0,65, получим ОП = 0,8, т.е. фактическая продуктивность скважины оказывается на 20% ниже потенциальной.

Так как на качество первичного вскрытия оказывает влияние несовершенство скважины по степени вскрытия, когда толща продуктивного пласта (h) вскрыта только частично (h1), что оценивается коэффициентом несовершенства (С1), то формула (1) принимает вид

, (3)

где С1- коэффициент несовершенства.

Известно, что при вскрытии продуктивного пласта вокруг скважины неизбежно формируются две зоны с радиусами Rт (глубина проникновения твердой фазы бурового раствора) и Rф (глубина проникновения фильтрата), проницаемость каждой из которых Кт и Кф будет ниже проницаемости незатронутой (удаленной) зоны пласта Ко. При вызове притока фактическая продуктивность в этом случае будет значительно ниже потенциальной продуктивности пласта.

Согласно обобщенной формуле Дюпюи при стационарном режиме работы скважины формула для показателя ОП имеет вид

, (4)

где Rс и Rк радиус скважины и контура питания, м;

S1 - показатель загрязнения (скин-фактор);

т =Кт / Ко; ф = Кф / Ко -коэффициент восстановления проницаемости соответственно в зоне кольматации и зоне проникновения фильтрата.

Так как отдельные образцы породы не полностью моделируют продуктивный пласт, то однозначно дать количественную оценку изменения продуктивности по анализу керна нельзя, поэтому основной задачей при исследовании кернов является выбор наилучшего типа технологических жидкостей, исключающих загрязнение коллектора.

Полученная оценка качества вскрытия пласта при исследовании влияния бурового раствора на проницаемость керна может быть справедлива для скважин с открытым забоем.

Для оценки влияния процесса цементирования, вторичного вскрытия и освоения проводится серия лабораторных исследований аналогично исследованию буровых растворов.

Окончательную оценку качества заканчивания скважин определяют по данным гидродинамических исследований.

В соответствии с разработанной методикой все исходные параметры для расчета величины скин-фактора определяются на основе данных лабораторных исследований образцов пород - коллекторов. В методике определены характер и последовательность проведения опытов с учетом параметров, технологии заключительных работ, типа коллектора и условий залегания пласта.

Помимо буровых растворов проведено исследование влияния тампонажных растворов и жидкости перфорации, которые оценивали параметрами Sц и Sп.

Исследования проводились на установке УИПК-1М (аппаратура «Керн») и специально разработанной автором установке, максимально моделирующих скважинные условия (давление, температура, типы и свойства технологических жидкостей, характер и время их взаимодействия с образцами породы). В установке одновременно исследовались три натуральных образца кернов одинаковой или разной проницаемости, отобранные из продуктивных пластов исследуемых месторождений Западной и Восточной Сибири, республики Коми, Ставрополья, Поволжья, а также искусственные поровые и трещинные образцы керна с раскрытостью от 20-50 до 600-900 мкм. В качестве технологических жидкостей исследовались фильтраты и естественные буровые растворы, обработанные различными реагентами, полимерсолевые, полимерглинистые, полиалкиленгликолевые (ПАГРы), растворы на нефтяной основе (РНО), а также буферные жидкости, фильтраты и цементные растворы, обработанные различными реагентами, в том числе и вновь созданными. Исследовано влияние жидкой и твердой составляющих этих жидкостей на степень восстановления проницаемости образцов .

По данным лабораторных исследований на натурных и искусственных низкопроницаемых поровых и трещинных образцах пород - коллекторов и обобщения аналитических зависимостей установлена степень влияния различных технологических жидкостей на фильтрационную характеристику кернов.

Так как на качество заканчивания скважины влияет не только загрязнение ПЗП, но и несовершенство по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта (конструкция забоя скважины), определяемые коэффициентами С1 и С2, то в работе приведены расчетные формулы для изотропных и анизотропных коллекторов, круглых и щелевых перфорационных отверстий с учетом их количества, диаметра, глубины проникновения в породу и степени кольматации стенок каналов. Полученные результаты позволяют выбрать оптимальное технологическое решение на основе априорной оценки качества заканчивания скважин по формуле

, (5)

где S = S1 + Sц+Sп; C=C1+C2; Rк – радиус контура питания.

Результаты исследований сводятся к следующему. Все без исключения технологические жидкости в той или иной мере оказывают отрицательное влияние на проницаемость кернов как порового, так и трещинного типов. Наибольшее закупоривающее действие на керны низкопроницаемых пород порового типа оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе, обработанные полимерными реагентами, за счет адсорбции последних на стенках пор и каналов. Расчеты показывают, что глубина проникновения таких фильтратов колеблется от нескольких десятков сантиметров, до нескольких метров. Основным кольматирующим агентом растворов на нефтяной основе является твердая фаза. Глубина проникновения твердых частиц в породу керна порового типа изменяется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров (2-3,5 см и более), зависит от диаметра пор и размера частиц твердой фазы, а глубина проникновения в трещины в зависимости от их раскрытости и свойств раствора может быть значительной.

При наличии на поверхности керна глинистой фильтрационной корки твердая фаза цементных растворов в поры керна не проникает, а количество фильтрата, как бурового, так и цементного растворов, проникшего в породу, зависит от свойств этих растворов, проницаемости корки, зоны кольматации и времени контакта раствора с породой. Проницаемость глинистой корки и зоны кольматации в свою очередь зависит от химического и компонентного составов бурового раствора. В случае повреждения глинистой корки и зоны кольматации проникновение фильтрата цементного раствора в пласт может быть значительным и определяться его свойствами (водоотдачей, сроками схватывания, кольматирующими свойствами) так как фильтрационная корка из твердой фазы цементного раствора защитными свойствами не обладает.

Аналитическими исследованиями определены в озможные объем и глубина проникновения фильтрата цементного раствора в пласт в зависимости от времени его контакта с продуктивным пластом. Для однородного и изотропного пласта объем фильтрата, проникшего в пласт, вычисляется по формуле

Vф=hS(Rз2+Rзrc-2rc2), (6)

где S= (Smax-Sob ) - подвижная водонасыщенность, Smaх, Sob - водонасыщенность, соответственно, максимальная на стенке скважины и связанной воды; Rз и rc – соответственно радиусы зоны обводнения и скважины; h-мощность пласта.

Так как зона обводнения формируется за счет отфильтровывания из цементного раствора жидкости затворения при его перемещении за колонной во время продавки и в период ОЗЦ, то общий объем фильтрата в пласте будет

Vф = hrcqt + h(rc2 – rт2) n(1 + + …+ ni/2i +…), (7)

где rт – радиус обсадной колонны, см; q – скорость динамической фильтрации, см3/см2 мин; t – время контакта пласта с движущимся цементным раствором, мин; n – коэффициент, учитывающий наличие воды затворения в единице объема цементного раствора.

Решение уравнения (6) относительно R3 с учетом значения Vф из формулы (7) с двумя слагаемыми ряда ni/2i, позволило получить формулу для определения глубины проникновения фильтрата цементного раствора в пласт в зависимости от времени его подъема в затрубном пространстве

R3 = [{6rcqt + 1,5(rc2 – rт2)(n + n2/2)}/mS + rc2]1/2 – rc/2. (8)

Приняв для расчета численные значения входящих в эту формулу величин: rc = 10,8 см; rт = 7 см; n = 0,6; m = 0,15; 0,20 и 0,25; Smax = 0,5;

Soв = 0,1; q = 0,05 см3/(см2 мин), получим значение глубины проникновения фильтрата цементного раствора через закольматированную поверхность в зависимости от времени контакта. Значение R3 показано на рис.1.

Rз, см 45 40 35 30 25 20 4
3
2
1


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 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.