Направления совершенствования работ при освоении скважин после бурения и подземного ремонта. При анализе состояния дел по вопросам освоения скважин после бурения и подземного ремонта прослеживается два направления по повышению эффективности работ в этой области: 1. Улучшение организации работ с целью сокращения значительных (65 - 75 % общего времени строительства скважин) потерь непроизводительного времени; 2. Разработка новых прогрессивных технических средств и технологических процессов
Этапы развития вторичного вскрытия пластов n n n Кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Использование в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц, что предусматривает: 1)замену бурового раствора в скважине на СЖ в несколько этапов: замену бурового раствора в эксплуатационной колонне; 2)отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость - насос - фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина - емкость; 3. замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью. При выборе типа СЖ для заполнения зоны перфорации (и при перепростреле) необходимо руководствоваться правилами, реглментирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия.
Специальные жидкости (СЖ) для перфорации скважин. На сегодняшний день по действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.
Буферные разделители Буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Буферная жидкость Контролируемые показатели свойств напряжение электропроб оя, В Максимальная температура на применение, 0 С компонент объемная доля, % плотность, кг/м 3 условная вязкость, с статическое напряжение сдвига через 1/10 мин. , д. Па 1 Дизельное топливо Эмультал Пресная вода 28 -36 2 60 -70 920 -940 100 -150 15 -35/20 -55 140 -180 90 2 Дизельное топливо Эмультал Водный раствор * Ca. Cl 2 28 -38 2 60 -70 960 -1200 120 -180 15 -40/25 -70 150 -200 90 3 Сырая нефть Эмультал Водный раствор * Ca. Cl 2 38 2 60 960 -1160 130 -135 18 -20/30 -35 180 -250 90 4 Дизельное топливо Эмульгатор Водный раствор * Ca. Cl 2 27 -37 3 60 -70 960 -1200 110 -170 15 -35/20 -60 250 -350 150 Номер рецептуры
Обеспечение восстановления проницаемости ПЗП путем разработки ЖГ и специальных технологий. Основные требования к ЖГ состоят в том, чтобы они не снижали проницаемости ПП и обеспечивали успешное проведение различных операций. Повышение качества ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах – это, в первую очередь обеспечение восстановления проницаемости ПЗП. Эти работы могут быть обеспечены двумя направлениями деятельности: n Разработкой составов жидкостей глушения; n Разработкой технологии, не оказывающих отрицательного влияния на нефтегазопроводность продуктивного пласта и ПЗП.
Для выбора жидкости глушения на газовых площадях Кубани учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температуру замерзания, коррозийную стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможную опасность для персонала и окружающей среды. В частности, выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: для Nа. Сl 5 -10 %; Са. С 12 1 - 4 %; КС 1 1 -3 %. Плотность рассолов может составлять: Nа. С 1 1 -1, 17; Са. С 12 1 -1, 39; смесь Nа. С 1 и Са. С 12 1, 2 -1, 4; КС 1 1, 0 -1, 16; смесь Са. С 12 и Ca. Вr 2 1, 4 -1, 81 г/см 3 Как показали проведенные в б. ВНИИКРнефти исследования для искусственных кернов (спрессованная смесь песка, 0, 53 % глины, 3 % мела), значения для растворов КСl, Nа 2 SО 4, СН 4 Сl, Nа 2 СО 3, Na. НСО 3, К 3 РО 4 находятся в пределах 95 -100 %, для Са. Вr 2 - до 85 %, для К 2 СО 3 составляют 115 -120 %. Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применяться в качестве жидкостей глушения в пластах с водочувствительными глинами. Однако повышенная пожароопасность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению.
Проведенный анализ источников научнотехнической информации по жидкостям глушения позволяет сделать следующие выводы: n n n на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения; определяющим фактором в проблеме сохранения коллекторских свойств пласта, наряду с химической природой жидкости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм; наиболее технологичными и безопасными в применении из-за простоты приготовления и взрывобезопасности являются солевые растворы на водной основе без твердой фазы; разработка новых эффективных составов жидкостей глушения может осуществляться на основе водных растворов химических соединений с повышенными ингибирующими способностями по отношению к глинистой фазе коллектора, а также растворов на этой основе, содержащих растворимую твердую фазу; применение новых составов жидкостей глушения на водной основе «без твердой фазы» должно сопровождаться очисткой (используемого оборудования, скважины), при которой в призабойную зону исключается проникновение нерастворимых твердых мехпримессей с диаметром частиц 2 мкм.
Скачать презентацию Направления совершенствования работ при освоении скважин после бурения
7_освоение скважин- 7.ppt