- •Рекомендована література
- •17. Рабинович н.Р. И др. Определение глубины проникновения фильтрата бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов.- Краснодар, 1986. – 164с.1 первинне розкриття продуктивних пластів
- •1.1 Значення якості первинного розкриття продуктивних пластів
- •1.2 Шляхи підвищення якості первинного розкриття
- •1.3 Зміна фільтраційних властивостей порід-колекторів під дією промивальних рідин
- •1.4 Вплив фільтрату промивальних рідин на породи-колектори
- •1.4.1 Набухання глинистого матеріалу, що входить до складу порід-колекторів
- •1.4.2 Утворення в порах стійких водонафтових емульсій
- •1.4.4 Блокуюча дія води
- •1.4.3 Утворення в поровому просторі нерозчинних осадів, колоїдів та інших ”змулених” речовин
- •1.5 Вплив дисперсної фази на породи-колектори
- •1.6 Вимоги до промивальних рідин при розкритті продуктивних пластів
- •1.7 Промивальні рідини для розкриття продуктивних пластів
- •1.8 Застосування пін та газоподібних агентів для розкриття продуктивних пластів
- •1.9 Застосування пар при первинному розкритті продуктивних пластів
- •1.10 Лабораторна оцінка якості промивальної рідини для розкриття продуктивних пластів
- •1.11 Оцінка якості розкриття продуктивних пластів
- •1.12 Інтенсифікація припливу нафти та газу у свердловинах
- •1.13 Технологія розкриття пластів при рівновазі пластового та вибійного тисків
- •1.14 Розкриття продуктивних пластів з аномально високим пластовим тиском
- •1.15 Противикидне обладнання устя свердловини
- •1.16 Розкриття продуктивних пластів з аномально низьким пластовим тиском
- •1.17 Парафінова кольматація приствольної зони свердловини
- •1.18 Основи якісного розкриття продуктивних пластів
- •2 Випробування свердловин у процесі буріння свердловин
- •2.1 Задачі випробування пластів
- •2.2 Методи випробування продуктивних пластів
- •2.2.1 Випробування пластів у закріплених свердловинах
- •2.2.2 Випробування пластів у процесі буріння свердловини
- •2.3 Виділення об’єктів для випробування
- •2.4 Підготовка ствола свердловини до випробування
- •2.5 Підготовка устьового обладнання до випробування
- •2.6 Класифікація інструменту для випробування пластів та вибір його типу
- •2.7 Випробування пластів випробувачами, які опускають на колоні труб
- •2.8 Призначення та конструкція вузлів випробувача кві-2м-146
- •2.9 Технологія випробування пластів
- •2.10 Варіанти компоновок кві для випробування пластів
- •2.11 Додаткові вузли до комплекту кві
- •2.12 Випробувачі пластів багатоциклової дії
- •2.12 Випробувачі пластів багатоциклової дії
- •Відкриття зрівноважувального клапана в момент закриття впускного клапана випробувача пластів.
- •Діють за рахунок гідравлічної неврівноваженості на рухомі деталі пристрою (штоки 1 і 9).
- •2.13 Розрахунок гідравлічного реле часу
- •2.14 Робочі рідини для гідравлічних реле часу
- •2.15 Підвищення надійності пакерування свердловини під час випробування
- •2.16 Вибір величини депресії для випробування пластів
- •2.17 Планування режимів випробування
- •2.18 Міцність колони труб під час випробування пластів
- •2.19 Розрахунок допустимих стискуючих навантажень на хвостовик
- •2.20 Особливості випробування газових свердловин
- •2.21 Можливі неполадки та ускладнення під час випробування пластів
- •2.22 Аналіз процесу випробування пласта за діаграмами тисків
- •2.23 Експрес-оцінка результатів випробування пластів
- •2.24 Діаграми тисків для різних умов випробування
- •2.25 Діаграми випробування пластів з різними фільтраційними параметрами
- •2.26.2 Розрахунок параметрів пласта з урахуванням впливу його забруднення
- •2.26.3 Визначення геометричних характеристик області випробування пласта
- •2.26.4 Розрахунок продуктивних характеристик свердловини за результатами випробування
- •2.26.5 Розрахунок параметрів пласта з урахуванням післяприпливного ефекту
- •2.26.6 Особливості розрахунку параметрів пласта при випробуванні газових свердловин
- •2.26.7 Порядок розрахунку параметрів пласта за результатами випробування
- •2.27 Випробувачі пластів провідних світових фірм
- •2.27.1 Випробувачі з опорою на вибій
- •2.27.2 Випробування пластів випробувачами без опори на вибій свердловини
- •2.27.3 Випробувачі пластів з опорою на стінки свердловини
- •2.27.4 Випробувач пластів без опори на стінки свердловини
- •2.28 Випробування пластів в процесі буріння свердловин
- •2.28.1 Випробування пластів випробувачами колонкового типу
- •2.28.2 Випробування пластів випробувачем при роторному способі буріння
- •2.29 Випробування пластів випробувачами на кабель-канатах
- •2.29.1 Технологія випробування пластів випробувачами на кабелі
- •2.29.2 Конструкція випробувачів на кабелі
- •2.29.3 Випробувачі пластів типу опк
- •2.29.4 Випробувач пластів типу опт
- •2.29.5 Інші типи випробувачів пластів на кабелі
- •2.29.6 Випробувач пластів фірми "Шлюмберже"
- •2.29.7 Аналіз результатів випробування
1.2 Шляхи підвищення якості первинного розкриття
Продуктивність свердловини та тривалість її експлуатації залежить від цілого комплексу чинників:
первинного розкриття продуктивних пластів;
якості випробувальних робіт у відкритому стволі свердловини;
конструкції привибійної частини свердловини;
якості кріплення та тампонування продуктивного інтервалу і свердловини в цілому;
якості вторинного розкриття;
оснащення свердловини підземним і наземним обладнанням;
освоєння свердловини і вводу її в експлуатацію;
проведення робіт з інтенсифікації припливу флюїду.
Якість первинного розкриття є визначальною для подальшої долі свердловини, яку можна оцінити за величиною коефіцієнта нафтогазовилучення. На сьогодні вилучається біля 20-30%, а в кращих випадках до 40-50% нафти. Особливо цей показник низький для режиму розчиненого газу. Коефіцієнт вилучення газу досягає 50-95% для різних родовищ. За даними зарубіжних матеріалів відомі факти, коли продуктивність свердловини зменшувалась у 100 разів за рахунок забруднення продуктивних пластів. Забруднені пласти освоюють при великих депресіях, а це особливо негативно відбивається на тих пластах, породи-колектори яких слабозцементовані, та в тих розрізах, де підошвенні води близько розташовані до продуктивних пластів. Підвищення депресії призводить до зруйнування привибійної зони (інколи навіть до зім’яття експлуатаційної колони), а при наявності підошвенної води – до передчасного обводнення свердловини.
Негативний вплив низької якості розкриття продуктивних пластів найбільше проявляється в тих випадках, коли пластовий тиск менший за гідростатичний. АНПТ найчастіше трапляється у таких випадках:
дорозробка старих, виснажених родовищ (таких в Україні більшість);
зарізка інших стволів в експлуатаційних свердловинах на пізній стадії експлуатації;
буріння на підземні сховища газу.
Необхідна якість первинного розкриття продуктивних пластів може бути досягнута за рахунок:
вибору типу, складу та параметрів промивальних рідин відповідно до кожного конкретного випадку буріння у продуктивному інтервалі;
використання спеціальних способів (технологій) буріння;
вибору ефективної конструкції привибійної ділянки свердловини. Це питання детально розглядається в курсі ”Закінчування свердловин”;
використання спеціальних пристроїв для очищення промивальних рідин.
До них належать:
- вставні фільтри для очищення промивальних рідин, які використовують під час буріння у продуктивному пласті. Ці фільтри виготовляють з поліпропілену розміром отворів 1-200мкм і встановлюють усередині бурильної колони перед продуктивним пластом.
поверхневі фільтри, які встановлюють у напірній лінії після бурових насосів.
Потрібно пам’ятати, що, крім компонентів промивальних рідин, породи-колектори можуть забруднювати мастила, які використовуються для змащування різьбових з’єднань труб; фарба, яка може бути на трубах; антикорозійне покриття труб та інші побічні матеріали.
В подальшому більш детально будуть розглянуті питання вибору типу промивальних рідин та використання спеціальних технологій буріння.