В значительной степени это относится и к ограничению притоков воды в эксплуатационные скважины.
Многочисленными эксперементальными исследованиями установлено, что породы призабойной зоны под воздействием фильтрующей жидкости разрушаются при определенных для
43
ч
К
ч
\D
га H
о
I
ев
aо»
о с
о
.Et
it
о (■*
Si
, О OO
■* COt
со u3 (
-*С
данной породы градиенте давления и скорости фильтрации. В условиях рыхлых пород разрушение усугубляется наличием в продукции скважины свободной воды. В процессе эксплуатации скважин при депрессиях, обусловливающих возникновение разрушающих градиентов, обычно начинается размыв породы пласта и обильный вынос песка. Однако, как показали исследования, проведенные институтом Аз-НИПИнефть по скважинам НГДУ Лениннефть и Орджоникидзенефть, эксплуатирующим кирмакинскую свиту, вынос песка не зависит от фильтрационного разрушения пород призабоиной зоны.
Одна из причин выноса песка при эксплуатации скважин — возникновение с момента вскрытия пласта напряженного состояния пород призабоиной зоны, которое возрастает-по мере увеличения числа скважин, и продолжительности их эксплуатации.
Сущность ■ этого явления заключается в том, что в процессе бурения столб глинистого раствора предохраняет стенки скважины от воздействия горного давления. Чем больше снижается забойное давление, тем больше напряжение в породе. При определенных критических напряжениях деформируются глинистые пропластки и разрушаются слабосцементированные песчаники призабоиной зоны пласта. Условия прочности неупругих пород определяются из неравенства
cS
a•xо
s 2
g
ад о
а о |
в о
оcjои
asasЕГГЕгг
где k— безразмерный коэффициент, характеризующий напряженное состояние пород призабоиной зоны скважи-. ны; Опр — прочность породы на сжатие, МПа; е — коэффициент бокового распора; Н — глубина забоя скважины или глубина залегания данного горизонта, м; Yn— удельный вес породы, г/см3; рзаб — забойное давление, МПа.
44
Для различных горизонтов АзНИПИнефть предлагает эмпирические формулы, характеризующие изменение среднесуточного объема песка Vи жидкости Q, и эмпирические зависимости безразмерного коэффициента kот перепада давления (Ар = ргор—Рзаб).
Горизонт КаС, НГДУ VQk
им. XXII съезда КПСС 0,00066 Ар1-7 27,54 Др-°.'53 5,96 Т°>2
Горизонт КС, НГДУ Лениннефть . . . Д0027Лр0-81 0.037АР1-2 —
Горизонт «верхний от
дел»,
НГДУ Лениннефть ....
.0,0005^.18 46,56Др-°>34 3,38
Г0-14
Здесь Т — продолжительность эксплуатации пласта, лет.
При разработке старых нефтяных месторождений в Азербайджане, представленных рыхлыми слабосцементированными коллекторами, благодаря повышенной проницаемости призабойной зоны в скважину поступает больше воды, чем нефти,, и происходит размыв подошвенной части пласта. В результате в призабойной зоне создаются каверны, и при длительной эксплуатации скважин происходят обрушения и обвалы породы пласта, смятия и сломы эксплуатационных колонн.
Используемые для изоляции от воды ранее применяемые водо- и нефтецементные растворы не дали положительных результатов. Малоэффективными оказались и способы крепления призабойной зоны фенолформальдегидными смолами и различными по составу цементно-песчаными смесями. Для этих условий и для крепления призабойной зоны наиболее эффективно использовать пеноцементные растворы, разработанные во ВНИИнефть.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.