Нормы превышения гидростатического давления над пластовым

Глубина скважины (интервал), м	Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым, МПа
	для нефтеводонасыщенных пластов	для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
1000 1001 - 2500 2501 - 4500 4501	1,0 1,5 2,0 2,5	1,5 2,0 2,25 2,7

К указанному в табл. 2.2 значению репрессии добавляется величина произведения АК_ан, где

А - коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спуско-подъемных операциях;

К_ан - коэффициент аномальности пластового давления (проектного или фактического) по отношению к гидростатическому давлению при плотности воды 1 г/см³.

При диаметре ствола скважины 215,9 мм А = 5.

Коэффициенты А и К_ан учитываются при глубинах, превышающих 1000 м.

Зная пластовое давление и глубину залегания кровли газонапорного горизонта, определяют необходимую плотность жидкости глушения по формуле:

где _жг - плотность жидкости глушения, кг/м³;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Н_пл - глубина залегания продуктивного пласта, м;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной.

Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям:

• быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор;

• исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта;

• не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций;

• обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ;

• жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушении скважины в затрубное пространство при расчетной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания репрессии на пласт создается противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера (Р_шт), установленного на линии трубного пространства.

При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным, равным Р_наг + Р. Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться. Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. Для этого необходимо приоткрыть штуцер. После выхода жидкости на поверхность штуцер должен быть полностью открыт, и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давлении в затрубном пространстве, вплоть до вымыва разгазированного бурового раствора.

Значения давления на забое и степень его влияния на призабойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций при капитальном ремонте. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора или СЖ. Несмотря на то, что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3-х мин., они иногда вызывают гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может резко возрастать.

На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление проницаемости керна при различных условиях находится в пределах 45 - 85 % (табл. 2.3). Добавка к буровому раствору или СЖ применяемых различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может в большей степени снизить естественную проницаемость коллектора. Влияние различных буровых растворов на первоначальную проницаемость пористой среды приведено в табл. 2.4. Результаты зарубежных исследований аналогичны.

В табл. 2.5. приведены данные о снижении коэффициента продуктивности скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении после закачки в них бурового раствора. Коэффициент продуктивности, как правило, уменьшается более чем в 2,5 раза, а по отдельным скважинам в 3,5 - 4 раза. В отдельных случаях коэффициент продуктивности достигает своего первоначального значения по истечении длительного периода непрерывной эксплуатации.

Водоотдача цементных растворов велика: даже при небольших перепадах давления – свыше 90 % воды, использованной на затворение цемента, поэтому необходимо применять цементные растворы с пониженной (регулируемой) водоотдачей.

С целью выяснения закупоривающего эффекта фильтрата цементных растворов по отношению к гранулированным коллекторам были проведены эксперименты с образцами алевролитов, отобранных из отложений палеоцена с глубины 2000 - 3700 м. Эти образцы пород дважды помещали в формы, заполненные цементным раствором, а затем в автоклав и выдерживали по 2 и 1,5 ч. при температуре 100 -110°С и давлении 40,0 МПа. В табл. 2.6. приведены данные по изменению газопроницаемости образцов пород, отобранных в скважинах на соответствующей глубине указанной площади. Данные по изменению газопроницаемости приведены для трех сроков. Все образцы пород, поднятые из скв. 120 Восточно-Северской (Краснодарский край), отобраны из V горизонта, результаты опробования которого приведены ранее. Отечественная практика показала, что при цементировании скважин основными способами, направленными на предотвращение отрицательных последствий цементирования колонн на свойства продуктивных объектов, являются:

снижение репрессии на пласты, уменьшение фильтроотдачи тампонажного раствора и достижение наибольшего физико-химического соответствия фильтрата тампонажного раствора компонентам коллектора, составу пород пласта и пластовых флюидов.

Таблица 2.3.