1.17 Парафінова кольматація приствольної зони свердловини

При розкритті нафтоносних пластів нафти, яких вміщують парафін, при охолодженні приствольної зони промивальними рідинами можливе випадання в осад кристалів парафіну і утворення штучного дроселя. Центром кристалізації парафіну є високомолекулярні складові нафти або бульбашки газу.

Відомо, що розміри кристалів парафіну 5-30 мкм.

Для прикладу, розміри пор порід родовищ Прикарпаття в середньому 20-25 мкм, а з’єднуючих каналів 7-9мкм. Таким чином закупорюються в основному канали, які з’єднують пори.

Температура плавлення кристалів парафіну на 20 К, а для найтугоплавкіших фракцій на 30 (і більше) К вища за температуру насичення нафти парафіном. Тобто для усунення парафінової кольматації потрібно розчинити парафін, або прогріти приствольний масив гірських порід до температури плавлення парафіну.

Наприклад, для родовища “Битків” температура кристалізації парафіну 315-319 К, а температура плавлення досягає 345-347 К.

За даними В.С. Бойка та Г.Д. Савенкова радіус зони охолодження може досягати 0,4-0,6м , причому він збільшується до покрівлі продуктивного пласта. Освоєння таких свердловин проводиться при великих депресіях і з низькими дебітами. Є два шляхи усунення парафінової кольматації:

• підігрів зони кольматації;

• створення циклічних (пульсуючих) тисків на вибої свердловини.

1.18 Основи якісного розкриття продуктивних пластів

На сьогодні у нашій країні буриться велика кількість свердловин, різного призначення, але в будь-якому випадку головна вимога – якісне первинне розкриття продуктивних пластів. Процес первинного розкриття потрібно розглядати як комплекс заходів, пов’язаних з розбурюванням продуктивної частини свердловини, кінцевою метою якого є отримання максимально можливого припливу нафти чи газу та забезпечення максимально надійної роботи свердловини в процесі її експлуатації. В практиці буріння свердловин часто приходиться вирішувати два протилежних завдання:

1. швидке і безаварійне буріння до проектної глибини;

2. якісне первинне розкриття продуктивних пластів.

Це протиріччя майже завжди вирішується на користь першого. Вирішення цієї проблеми потрібно розпочинати з розроблення програми буріння свердловини, де основні технологічно-економічні показники повинні бути розділені на дві групи. Перша група показників для буріння свердловини до покрівлі продуктивного інтервалу, друга група – для буріння в інтервалі залягання продуктивного пласта. Причому друга група показників повинна бути особливою, яка відображала б специфіку робіт в кожному окремому випадку. У зв’язку з цим, в проекті на будівництво свердловини доцільно виділяти два самостійних розділи, де повинні вирішуватись всі питання буріння свердловини у зазначених вище інтервалах.

Проектування технології первинного розкриття продуктивних пластів потрібно проводити у такій послідовності.

1. Збір та аналіз інформації, що стосується характеристики і умов залягання продуктивного пласта:

• тип колектора, його речовинний склад як по керновому матеріалу, так і шламу;

• фільтраційні властивості порід-колекторів (пористість, проникність, питома поверхня);

• тип покладу та фізико-хімічні властивості флюїдів, вміст залишкової води;

• ефективна товщина продуктивного пласта, наявність і положення ВНК та ГНК;

• величини пластових тисків по розрізу продуктивного пласта.

2. Вибір типу конструкції свердловини в інтервалі залягання продуктивного пласта. При наявності відповідних умов перевагу треба надати відкритому вибою або закінчуванню свердловини хвостовиком.

3. Вибір технології буріння. Перевагу потрібно надавати технології, при якій диференційний тиск дорівнював би нулю або був мінімальний. Використання такої технології можливе тільки при наявності надійного устьового противикидного обладнання, з використанням ефективних методів прогнозування та виявлення зон з АВПТ і вибійної техніки для передачі інформації про процеси, які там відбуваються, на поверхню.

4.Вибір типу промивальної рідини. Вирішення цього питання вважається найважливішим, оскільки від якості промивальної рідини (в основному) буде залежати ступінь зміни фільтраційних властивостей порід-колекторів.

При виборі промивальної рідини враховується, в якій мірі вона відповідає переліченим раніше вимогам, причому вони ранжуються за ступенем важливості. До початку застосування, промивальна рідина досліджується у лабораторних умовах на кернах, відібраних із раніше пробурених свердловин, на тих же площах, де планується застосування цих рідин. Детально вивчається механізм забруднення порід-колекторів, зіставляються отримані при аналізі кернів проникності, оцінюється сумісність промивальної рідини з пластовими системами. На підставі цих досліджень вибирають рідини для відбору керну, розкриття продуктивних пластів та проведення інших запланованих операцій для закінчування свердловини.

У процесі промивання свердловини під час розкриття продуктивних пластів повинні виконуватись такі вимоги:

- властивості промивальної рідини в процесі всього довбання повинні залишатись стабільними;

- у кільцевому просторі свердловини треба підтримувати ламінарний режим руху з метою мінімізації гідравлічних втрат, ерозії стінок та перепаду тисків;

- у будь-якому випадку витрата промивальної рідини повинна бути достатньою для очищення вибою від частинок гірської породи з метою уникнення їх додаткового подрібнення та потрапляння в пори порід-колекторів;

- для якісного очищення промивальної рідини потрібно застосувати надійне обладнання;

- строго регламентувати швидкість опускання та підіймання бурового інструменту в свердловині для зменшення пульсації гідростатичного тиску.

5. Вибір виду та обсягу геофізичних досліджень, які будуть проводитись під час первинного розкриття продуктивних пластів.

6. Вибір типу долота з таких міркувань, щоб при інших рівних умовах механічна швидкість буріння була максимальною, і, по можливості, максимальна проходка, для зменшення кількості СПО.

7. Визначення порядку випробування продуктивних пластів та вибір необхідного комплекту випробувального інструменту. На підставі проведених досліджень оцінюється якість первинного розкриття продуктивних пластів, уточнюються фільтраційні характеристики порід-колекторів, робляться висновки про відповідність вибраного типу промивальної рідини.

8. Планування методів інтенсифікації припливу флюїду не тільки для свердловин з погіршеними фільтраційними характеристиками, але й для свердловин де, такого погіршення явно не спостерігається. Причому роботи з інтенсифікації припливу потрібно розглядати як засіб отримання додаткового прибутку у порівнянні з бурінням нових свердловин.

67