Потенциальные проблемы нарушения продуктивности пластов |
Главные негативные факторы |
Инженерные решения |
Миграция тонких частиц |
Скорость фильтрации |
Нормирование скорости фильтрации |
Проницаемость породы |
Нормирование кольматанта (1/3dпор) |
|
Перепад давления |
Создание минимального перепада, перфорация на депрессии |
|
Диспергирование и набухание глинистых минералов и мусковита |
Ингибирующие свойства |
Нормирование скорости увлажнения вводом ингибиторов |
Выпадение осадков вследствие смены термодинамических условий рабочих и пластовых жидкостей |
Железо (Fe – кальцит, хлорит |
Регулирование pH, применение комплексонов, связывателей кислорода |
CaCO3, CaSO4 |
Использование комплексонов, бессульфатных систем |
|
Флюориты |
Исключение применения плавиковой кислоты |
|
Изменение смачиваемости пород |
Влияние: ПАВ полимеров |
Нормирование нефтесмачиваемых свойств |
Водно-эмульсионное блокирование |
Эмульгирование |
Применение деэмульгирующих ПАВ |
Механические причины |
Закупоривание: окалиной, герметизирующей смазкой, грязью |
Культура работы |
Общеизвестную формулу для определения величины ОП при стационарном режиме фильтрации к скважине в условиях наличия вокруг нее зоны с измененной проницаемостью можно представить в следующем виде:
ОП=[1+(1/β-1)(lnRФ/RС)/(lnRК/RС)]-1, (1)
где β - коэффициент восстановления проницаемости пласта; Rф, RC, Rк - радиус соответственно зоны измененной проницаемости, скважины и контура питания, м.
Очевидно, что возможны два принципиальных направления в технологии первичного вскрытия продуктивных пластов: исключение проникновения компонентов бурового раствора в пласт: обеспечение таких свойств бурового раствора и его фильтрата, которые бы обеспечивали легкое и полное удаление проникшего фильтрата из пласта и восстановление его первоначальной проницаемости. Для отечественной промышленности, учитывая ее обеспеченность материалами, оборудованием и сложившуюся технологию, реальным в настоящее время является второе направление.
Значение ОП можно повысить, изменяя поверхностно-активные и нефтесмачивающие свойства фильтрата, величину фильтрации и уровень ингибирования бурового раствора или применяя технологию, ограничивающую время контакта бурового раствора с пластом.
Опыт строительства горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) в ОАО «Удмуртнефть» показывает, что вопросу выбора оптимальной гидравлической программы промывки и свойств буровых растворов необходимо уделять первостепенное внимание. Технология промывки скважин в значительной мере определяет технико-экономические показатели и качество строительства скважин.
При бурении горизонтальных скважин требования к основным функциям процесса промывки становятся жестче, чем при бурении обычных скважин. Степень влияния состава и свойств бурового раствора на продуктивность ГС значительно возрастает в результате увеличения времени вскрытия пласта из-за значительно большей площади поверхности, через которую в пласт поступают фильтрат и твердая фаза бурового раствора. Существенно ухудшаются в ГС условия выноса шлама, что требует изменения параметров бурового раствора с целью повышения его транспортной эффективности. Ужесточаются также требования к смазывающим и ингибирующим свойствам бурового раствора. Изменение по сравнению с вертикальными скважинами напряженного состояния в приствольной зоне требует пересмотра традиционных подходов к выбору плотности бурового раствора.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.