Распределение загрязнения продуктивного пласта
Зона загрязнения продуктивного пласта в горизонтальной скважине не имеет цилиндрической формы и неравномерна по длине горизонтального участка скважины. Вследствие анизотропии проницаемости она представляет собой эллипс (Рис. 1-9). Рисунок 1-9. Схематическое изображение зоны загрязнения в горизонтальной скважине
Вследствие разной продолжительности контакта породы с жидкостями, загрязняющими пласт, зона загрязнения приобретает форму усеченного конуса с широким основанием у места входа скважины в продуктивный пласт (Рис.1-10). Рисунок 1-10. Форма загрязнения вокруг вертикальной и горизонтальной скважин
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Во избежание загрязнения продуктивного пласта нужно учитывать следующие рекомендации: · Хорошо изучить продуктивный пласт: проницаемость, ее анизотропию, распределение пор по размерам, минералогический состав глинистой фракции, трещиноватость, давление, температуру и т.п.) · Хорошо изучить свойства жидкостей: углеводородов, пластовой воды, воды нагнетания, жидкости для заканчивания, задавочных жидкостей, жидкостей для отработки пласта. Провести испытания на их совместимость. Проверьте растворимость твердых осадков, парафина и асфальтенов. · Изучить предыдущий опыт бурения на данный пласт или аналогичные пласты. · Обеспечить применение хорошей технологии буровых растворов при первичном вскрытии пласта. Нужно иметь достаточное противодавление на пласт, низкую фильтратоотдачу, надлежащий химический состав раствора; обеспечить удаление тонкодисперсной твердой фазы и использовать кислоторастворимые коркообразователи и наполнители.
· Свести к минимуму количество воды, попадающей в пласт при бурении, заканчивании скважины, ее задавливании и ремонтных работах. Выбрать методы, которые позволяют свести к минимуму продолжительность контакта пласта с жидкостью. Если контакта пласта с жидкостью избежать невозможно, ограничить 'проникновение жидкости в пласт закачкой порций высоковязкой жидкости, подвергаемый впоследствии деструкции, или вводом растворимого кернообразующего материала с гранулометрическим составом, подобранным для заданных конкретных условий. Если можно, возьмите жидкость с такой плотностью, при которой репрессия на пласт составит 1,4 -2,1. · Отфильтровать основу для жидкостей, применяемых при заканчивании скважин. Убедиться в том, что резервуары, трубопроводы и трубы, спускаемые в скважину, надлежащим образом очищены. · Убедитесь в том, что жидкости и фильтраты имеют достаточную концентрацию катионов, предотвращающую дестабилизацию глинистой фракции продуктивного пласта. · Проведите испытания совместимости жидкостей, используемых для отработки скважины, в особенности кислот. · Жидкости, которые будут какое-то время оставаться в скважине, должны быть отработаны реагентами-поглотителями кислорода и бактерицидами. · Уменьшить влияние загрязнения пласта посредством увеличения длины горизонтального участка скважины.
УСТОЙЧИВОСТЬ СТВОЛА При планировании горизонтальных скважин важно определить плотность бурового раствора, необходимую для того, чтобы в процессе бурения удерживать искривленные и горизонтальные стволы скважин открытыми и под контролем. Часто бывает, что плотности буровых растворов, требующихся для стабилизации вертикальных разведочных и оценочных скважин, отличаются от плотностей, требующихся для устранения проблем в таких стволах. Нестабильность бурового ствола обычно вызвана несбалансированным бурением мли набуханием. Набухание особенно характерно для сланцевых глин. Снижение поддерживающего действия бурового раствора (против воздействия горных пород) вызывает концентрацию напряжений вокруг ствола, приводя к неустойчивости разбуриваемой скважины. Проблема возникает, лишь когда концентрация напряжений по соседству со стволом превышает прочность пород, образующих стенки скважины. После этого порода обрушивается, рассыпаясь на куски. Таким образом, неустойчивость ствола является отчасти механической проблемой.
Сланцевые глины слабеют при контакте с плохо ингибированными буровыми растворами. Сниженная прочность делает сланцевые глины более подверженными осыпанию. Доказательства.связи механизма неустойчивости ствола с механическими напряжениями могут быть получены из многочисленных кавернограмм, которые обычно указывают на эллиптичность стволов. Единообразное увеличение размеров ствола можно предупредить, если несбалансированное бурение, набухание и гидравлическая эрозия явились единственными причинами неустойчивости.
ХИМИЧЕСКАЯ РЕАКЦИЯ Буровой раствор может реагировать с пластом. Ствол может подвергнуться изменениям из-за набухания или обезвоживания. Оба фактора воздействуют на естественные напряжения в пласте и могут привести к закрытию или обвалу ствола. Ингибирование (например, с помощью солей калия и/или полимеров) с помощью буровых растворов на водной основе повысит устойчивость ствола, в частности при бурении склонных к гидратации сланцевых глин. Ингибирование с помощью буровых.растворов на основе нефти производится добавлением соли (обычно хлорида кальция) к эмульгированной водной фазе. Хлорид кальция снижает тенденцию воды мигрировать из бурового раствора в пласт (или в противоположном направлении), повышая таким образом устойчивость ствола.
Воспользуйтесь поиском по сайту: ![]() ©2015 - 2025 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|