Нестабилизированные глинистые растворы выбуренных пород

Нестабилизированные глинистые растворы и суспензии из выбуренных пород. Вызов притока флюидов из пласта. Испытания объекта и исследование скважин продуктивных пластов, промывочные растворы. Сложенные малопроницаемые породы, их качество и недостатки.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Размещено на

Содержание

1. Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород

2. Вызов притока флюидов из пласта

3. Исследование скважины

4. Исследование продуктивных пластов

Список использованной литературы

1. Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород

Применяют их в основном при бурении с поверхности в устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1,05--1,24 г/см³, условную вязкость 25 -- 50 с; показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются.

В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых сус-пензий из выбуренных пород регулируют, разбавляя их водой.

Глинистые растворы имеют ряд недостатков, а именно ухудшение их качества при воздействии на них минерализованных подземных вод и способность загустевать при проходке глинистых пород. Кроме того, разработка глин, изготовление и транспортировка растворов требует значительных затрат средств, рабочей силы, а в осенне-зимнее время бывает затруднительна. Одним из перспективных направлений в разработке новых видов промывочных жидкостей является создание растворов в процессе бурения из разбуриваемых пород. Использование в качестве дисперсной фазы бурового раствора глин стратиграфического разреза известно давно. Другие виды осадочных пород для создания промывочных жидкостей до последнего времени не использовались. Работами П. А. Ребиндера, С. И. Ятрова, К. Ф. Жигача, Н. Г. Шевалдина доказана целесообразность получения естественных растворов при бурении таких пород, как известняки, аргиллиты, сульфатные и сульфатно-галлоидные отложения.

Создание естественных промывочных растворов происходит в процессе бурения с использованием воды в качестве промывочной жидкости. При разбуривании неглинистых пород в стволе скважины образуется неустойчивая, неконцентрированная водная суспензия. Использование поверхностно-активных веществ и активных добавок дает возможность решить задачу создания естественных промывочных растворов из выбуриваемых пород, практически почти любого литологического состава. Поверхностно-активные вещества и активные добавки позволяют достигнуть высокой стабилизации естественного промывочного раствора и регулировать его свойства в необходимом направлении.

Диспергирование выбуриваемых пород происходит при воздействии породоразрушающего инструмента на забой и при движении промывочной жидкости по циркуляционной системе (главным образом в местах резкого изменения направления и скорости потока).

Обработка водных суспензий выбуриваемых пород соответствующими поверхностно-активными веществами позволяет получить промывочный раствор, обладающий оптимальными структурно-механическими и реологическими свойствами.

Поверхностно-активные вещества не только стабилизируют имеющиеся в суспензии мелкодисперсные частицы выбуренных пород, но и способствуют стабилизации и более тонкому диспергированию новых порций выбуриваемых пород. При этом процесс диспергирования облегчается, так как поверхностно-активные вещества и добавки, как правило, являются понизителями твердости.

И. Е. Шебалдиным успешно разработана рецептура аргиллитовых и карбонатно-аргиллитовых естественных растворов, полученных путем обработки естественных водных суспензий 3% порошкообразного УЩР и 0,5% КМЦ. Установлено, что эти растворы вызывают значительно меньшее снижение нефтепроницаемости песчаников, чем обычные глинистые растворы.

2. Вызов притока флюидов из пласта

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию -- вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии.

На газовых, газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины -- большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание осуществляется снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидроструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представле...