Что называется призабойной зоной скважины и чем она характерна

Аппарат АДС-5 предназначен преимущественно для прогрева пласта, а аппарат АДС-6 для гидроразрыва пласта. Их принципиальное отличие состоит в различной величине поверхности горения порохового заряда. Выбор соответствующей модели АДС и количества сгорающих элементов зависит от геологотехнических характеристик скважины и схемы обработки в каждом конкретном случае.

При необходимости прогрева пласта в скважину опускают снаряд АДС-5 и устанавливают на забой, если расстояние забоя от нижних дыр перфорации скважины не превышает 2 - 3 м. В противном случае делают на забое песчаную подушку. Заряд воспламеняют подачей электрического напряжения по кабелю на спираль накаливания. Горение начинается с верхнего торца порохового заряда, так как распространению горения на боковую поверхность препятствует жидкость, находящаяся в скважине. После сгорания первой шашки, снабженной воспламенителем, горение передается по специальному каналу следующей шашке н т. д. Полное время сгорания заряда в снаряде АДС-5 при давлении 5 МПа и при воспламенении заряда только с одного верхнего торца первой шашки может достигать 200 с. Поэтому давление на забое скважины возрастает постепенно и не приводит к гидроразрыву пласта, зато в месте установки заряда температура достигает 350 °С, что приводит к удалению твердых отложений в призабойной зоне и частичному разрушению твердого скелета пласта.

Схема ТГХВ для разрыва пласта в нефтяных или нагнетательных скважинах отличается от описанной тем, что на кабеле спускают снаряд АДС-6, состоящий из нескольких пороховых шашек, соединенных вместе в длинную гирлянду со сквозным внутренним каналом. В верхнем торце верхней шашки и в нижнем торце нижней шашки имеются электрические спирали-воспламенители. Для сокращения продолжительности горения, т. е. для увеличения поверхности горения: такой воспламенитель может устанавливаться п в средней части заряда. При наличии внешнего давления стандартный снаряд АДС-6 сгорает за 3,3 с. Сравнительно быстрое сгорание порохового заряда в скважине позволяет создавать необходимые для ГРП давления без использования пакера, роль которого в этом случае выполняет столб жидкости. При быстром сжигании заряда не исключается тепловое и химическое воздействие на призабойную зону скважины. Применение ТГХВ в нефтяных и нагнетательных скважинах как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах показывает высокую эффективность этого метода, составляющую свыше 70%. Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом или приемистостью составляет от двух месяцев до двух лет.

По данным нефтедобывающих объединений Средней Волги на одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового состава, а дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, дополнительная закачка воды - 418 м³/кг. Это достаточно высокие показатели, учитывая простоту и сравнительную дешевизну операции. Однако эти показатели резко ухудшаются или даже могут быть отрицательными при неправильном выборе скважины для обработки или нарушениии технологии подготовительных работ. Опыт показал, что при глушении скважины водой или глинистым раствором перед обработкой эффективность обработки резко снижается. Нецелесообразно применение ТГХВ в скважинах с низким пластовым давлением в истощенных коллекторах. При быстром сгорании заряда иногда происходят выбросы жидкости, прихваты кабеля и разрывы обсадной колонны. Для предупреждения таких явлений необходимо держать уровень жидкости ниже устья примерно на 50м, а устье герметизировать специальным сальником. В таком случае пространство над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного компенсатора.

В нагнетательных скважинах часто не удается понизить уровень. Тогда происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью. В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а боковые отводы арматуры устья оставляют открытыми на случай выброса. Хорошие результаты в пластах с низкой проницаемостью достигнуты при ступенчатой обработке, когда сжигание большого количества пороха опасно. Ступенчатые обработки производят с постоянным увеличением массы порохового состава н не ранее чем через 2 ч после предыдущей обработки, поскольку из-за повышенной температуры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда. Известны случаи, когда горящий пороховой снаряд под действием собственного веса и реактивных сил, создаваемых струями горячих газов, отрывается от кабеля, падает в зумпф на забой скважины и там догорает, не оказывая должного воздействия на интервал перфорации. Для исключения подобных явлений целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка или созданием цементной пробки.

Конструкция снарядов, спускаеуых в скважины для ТГХВ, изменялась и совершенствовалась. Первоначально это были корпусные аппараты с пороховым зарядом, который воспламеняется от электрической спирали. Сгорание порохового заряда сопровождается выделением газов с интенсивностью 1000 - 1500 л/с. Прочный корпус, в котором происходит горение, имеет в верхней и нижней частях штуцеры для регулировки скорости истечения газов в скважину.

Давление газов в камере к концу горения достигает 110 МПа. Масса аппарата 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций.

В последнее время появились бескорпусные аппараты, состоящие по существу из одной кабельной головки и гирлянды пороховых шашек. Примером такого аппарата может служить пороховой генератор давления бескорпусный ПГД-БК (рис. 5.12). В кабельном наконечнике 1 закрепляется конец кабеля, который присоединяется к воспламенителю 6. Пороховые шашки 5, покрытые снаружи оболочкой, соединяются друг с другом резьбовыми муфтами 2, образующими во всех шашках сквозную вертикальную трубку. Внутри трубок имеется заряд 3, который инициирует горение пороха 5 в каждой шашке (секции).

Рис. 5.12. Пороховой генератор давления бескорпусный (ПГД-БК)

для термогазохимической обработки забоя скважины.

Свинчивая вместе несколько шашек 5, можно изменять интенсивность горения и процесса в целом. После сгорания пороха на кабеле остаются кабельный наконечник 7, головка аппарата 4 и соединительная трубка 2, которые используются повторно. Остальные детали снаряда сгорают. Операция по термогазохнмпче-скому воздействию на забой скважины очень проста. На ее осуществление затрачивают 2 - 3 ч времени, тогда как на обычный гидроразрыв тратится 2 - 3 сут. Это один из эффективных способов воздействия на ПЗП для интенсификации притока.

studopedia.ru

Методы воздействия на призабойную зону скважины - Лекции

Призабойная зона скважины (ПЗС) является областью, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. В этой области линии тока сходятся при извлечении жидкости и расходятся при закачке; скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Бурение скважины уже влияет на напряженно-деформированное состояние горной породы призабойной зоны. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействую на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации, влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода – через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты – смолы, асфальтены, парафины и др. - , так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой области пласта.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта.

Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т.д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

Кислотная обработка призабойных зон пласта.

При кислотных обработках поступающая в пласт кислота вступает в реакцию с материалом породы – песчаником, доломитами и известняками и растворяют ее. В результате увеличиваются диаметры поровых каналов и возрастает проницаемость пористой среды. В зависимости от химического состава породы для обработки используют различные кислоты.

Соляная кислота HCl хорошо взаимодействует с известняками CaCO3  и доломитами  CaMg(CO3)2, растворяя их:

2HCl + CaCO3 = CaCl2 + CO2 + h3O,

4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2h3O.

Хлористый кальций CaCl2  и хлористый магний MgCl2 – это соли, хорошо растворимые в воде. Углекислый газ  CO2 также легко удаляется из скважины либо при давлении свыше 7,6 МПа растворяется в воде.

В кислоте присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

Для обработки скважин готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой соляной кислоты в пределах 10-15% , так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта.

К раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор соляной кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1%  в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.

2. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефти – нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагированной кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора соляной кислоты, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 – 3 раза.

3. Стабилизаторы – вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

h3SO4 + BaCl2 = BaSO4 + 2HCl.

В этом случае раствор соляной кислоты HCl перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария BaCl2 . Образующийся сернокислый барий  BaSO4  легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником – гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы – уксусную Ch4COOH и плавиковую HF (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других.

Добавление плавиковой кислоты HF в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствуют лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора соляной кислоты с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор  соляной кислоты в более глубокие участки пласта.

Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты.

Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, а затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Растворы соляной кислоты готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой, пары которой ядовиты.

Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью. Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванные, простые кислотные обработки и обработки под давлением призабойной зоны скважин, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки.

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор соляной кислоты повышенной концентрации, так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.

Простые кислотные обработки – наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины.

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки.

Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора соляной кислоты уровень ее в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Поэтому применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера – высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

Кислотная обработка под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.

Предварительно на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглащающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10-12%-ного раствора соляной кислоты и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора соляной кислоты и 30% нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости. Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5-2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор соляной кислоты объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора соляной кислоты без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

Термокислотная обработка. Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты.

Существуют два вида обработки.

Термохимическая обработка призабойной зоны скважины – обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы  сохранялась концентрация соляной кислоты 10-12%.

Термокислотная обработка призабойной зоны скважины – сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности.

Поинтервальная или ступенчатая соляно-кислотная обработка. При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т.е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора соляной кислоты по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.

students-library.com

Состояние призабойной зоны пласта

За счёт различных процессов, происходящих в ПЗП, и факторов, воздействующих на неё, в каждый период времени призабойная зона пласта будет находиться в определенном статическом или динамическом состоянии, определяющем степень гидродинамической связи его со скважиной.

Через ПЗП из продуктивного горизонта на забой скважины происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационная способность ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменилась (ухудшилась или улучшилась), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным её значением.

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется:

1) механическими напряжениями в породе;

2) гидродинамическим влиянием трещин;

3) загрязнением ПЗП и физико-химическими процессами, протекающими в породе;

4) фильтрационным движением жидкостей и распределением давления в пласте.

Механические напряжения возникают с момента вскрытия кровли пласта до завершения разбуривания породы, с обнаружением которого на контуре выработки кругового сечения возникают сжимающие кольцевые напряжения. Предельные значения этих напряжений могут достигать удвоенной величины статического давления, существующего в ненарушенном массиве горной породы, за вычетом забойного давления, т. е.

₍₁₎

где Н - глубина скважины;

Р_пл - пластовое давление;

γ_с.п.- средний объёмный вес пород в разрезе скважины.

Под действием вертикального и особенно бокового горного давлений возникает сила, действующая на каркас породы и пластовую жидкость, как бы выталкивая эту породу в горную выработку (скважину).

Напряжение в каркасе грунта определяется как разница между горным и пластовым давлениями:

При определенном значении этого напряжения разрушается сцепление между зернами породы. В призабойной зоне пласта такие неустойчивые породы, как глина, соль, лёд и слабосцементированные песчаники, иногда разрушаются и пластически текут в горную выработку. В местах их вытекания образуются пустоты (каверны). Вследствие упругих деформаций в этих местах происходит разгрузка породы и перераспределение напряжений. Если каверны в ней глубокие, то может произойти изгиб породы по напластованию, образование искусственных и раскрытие естественных трещин. Под действием упругих напряжений объём породы увеличивается в основном за счёт пористой среды. Увеличение это объёма определяется по уравнению В. Н. Щелкачева

где V_н - объём породы;

ΔΡ - перепад давления;

β_п - коэффициент сжимаемости породы.

Коэффициент сжимаемости породы для песчаников изменяется в пределах β_п = (10,86+1,26) 10 ⁴ МПа. Вследствие такого, хотя и от ничтожно малого увеличения порового пространства, повышается фильтрационная способность этого слоя породы. Если породы плотные и прочные, то кольцевые напряжения будут способствовать увеличению бокового горного давления, которое приводит к сжатию породы, уменьшению порового пространства и снижению проницаемости. Величина этого давления зависит от противодавления (репрессии) столба бурового раствора в скважине, чем больше противодавление, тем меньше боковое горное давление отражается на состоянии породы в ПЗП. В этом случае репрессия бурового раствора на пласт выполняет положительную роль. Кольцевые напряжения не только сжимают породу, но вследствие пластичности выжимают её в скважину, в результате чего радиус последней уменьшается (см. рис 1) В твердых породах изменение диаметра скважины настолько мало, что никакого влияния на её состояние не оказывает. В деформации горных пород существенную роль играет фактор времени, с течением которого состояние породы вблизи стенок скважины будет изменяться.

Перераспределение напряжений в горной породе наиболее существенно отражается на естественных трещинах. Сужение или полное смыкание которых, по мнению Г. Т Овнатанова , в призабойной зоне пласта ограничивается окружностью радиусом, не превышающем 1 м. От кольцевых напряжений смыкаются только вертикальные и наклонные трещины. Некоторые из них полностью закрываются на выходе к стенке скважины. На степень смыкания трещин дополнительно влияет величина депрессии на пласт. В трещинных коллекторах за счёт смыкания трещин может значительно уменьшиться или совсем исчезнуть гидродинамическая связь скважины с пластом. В порово-трещинных коллекторах смыкание трещин со временем может вызвать снижение продуктивности скважин, т. е. механические процессы могут обусловить изменения фильтрационного состояния призабойной зоны пласта.

С момента вскрытия кровли продуктивного пласта на него воздействует буровой раствор. За счёт его репрессии в перовую среду ПЗП проникает фильтрат, а в трещины - и сам раствор. Такое загрязнение поровой среды может привести к существенному изменению состояния и фильтрационной способности ПЗП. По мере разбуривания пласта увеличивается загрязнение его призабойной зоны. После первоначального поглощения бурового раствора трещинами, а фильтрата - поровой средой на стенках скважины образуется глинистая корка, которая снижает, но не прекращает проникновения в ПЗП фильтрата и раствора. Чем больше репрессия столба бурового раствора на пласт, тем больше загрязняется ПЗП.

При утяжелении бурового раствора значительно увеличивается его удельный вес, а, следовательно, и его репрессия на пласт. При достижении его определенного значения раскрываются естественные и образуются новые трещины (ГРП), происходит поглощение новых порций бурового раствора. Все это существенно изменяет прежнее состояние ПЗП и приводит к новому её состоянию.

В процессе вызова притока из пласта (депрессии) происходит извлечение пластового флюида из коллектора, который сперва выдавливает, а затем вымывает загрязняющий материал из ПЗП в ствол скважины. С повышением депрессии на пласт увеличивается вымывающая способность пластового флюида, происходит самопроизвольная очистка ПЗП. Эффективность и степень очистки ПЗП зависят от времени извлечения пластового флюида. Это, в свою очередь, приводит к новому состоянию призабойной зоны. Новое качественное состояние ПЗП может возникнуть в результате проведения методов воздействия на пласт, особенно после кислотных обработок.

Таким образом, ПЗП представляет собой зону вокруг эксплуатационного забоя скважины, в которой произошли, происходят или могут произойти какие-то изменения породы, свойств пористой среды, её проницаемости, по сравнению с первоначальным природным состоянием коллектора. Размеры ПЗП могут изменяться во времени и зависят от протекающих в ней процессов.

Зона, следующая за ПЗП, в которой сохранились первоначальное состояние породы и свойства пористой среды, называется удаленной зоной пласта (УЗП).

studfile.net

Конструкция скважины. Забойное оборудование скважин — Студопедия

Под конструкцией скважин понимается комбинация обсадных колонн (их количество, назначение, диаметр) и оборудование забоев скважин. Конструкция скважин должна обеспечивать:

1. Устойчивость стенок ствола скважины по всей вскрытой мощности.

2. Надежное разобщение пластов и пропластков.

3. Возможность спуска в скважину оборудования для извлечения нефти и газа из пласта (насосов, штанг НКТ и т.д.).

4. Надежное сообщение скважины с разрабатываемым пластом.

В зависимости от геологических условий в скважину может спускаться на различную глубину несколько концентрически расположенных обсадных колонн, т.е. по числу колонн конструкция скважины может быть одноколонной, двухколонной и т.д. Последняя из обсадных колонн, спущенных в скважину до продуктивного пласта или с его полным перекрытием, называется эксплуатационной колонной. В РФ в качестве эксплуатационной колонны применяются обсадные трубы диаметром 219-114 мм и толщиной стенок 6-12 мм.

Оборудование забоя скважин выбирается в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта и может быть самым различным.

Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными породами, то забой скважины оставляют открытым: эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного пласта и цементируется. Разбуренный интервал от кровли до забоя скважины оставляют не обсаженным т.е. открытым. Рис. 3.1(а).

Если продуктивный пласт состоит из рыхлых неустойчивых пород, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают фильтр-хвостовик. Эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного пласта. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают фильтр-хвостовик. Рис. 3.1(б).

Фильтр может спускаться также непосредственно на эксплуатационной колонне. Рис. 3.1(в).

В большинстве случаев скважину бурят до проектной глубины, после спуска обсадных труб и их цементирования с подъемом цемента до нужной высоты и перекрытием верхних нефтяных или водяных горизонтов, напротив продуктивной части пласта производится перфорация (рис. 3.1 (г)) . При такой конструкции быстро и надежно разобщаются продуктивные, водоносные и газоносные горизонты (рис. 3.2.).