- •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
- •1.4.3 Утворення в поровому просторі нерозчинних осадів, колоїдів та інших ”змулених” речовин
- •1.4.4 Блокуюча дія води
- •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
1.4.1 Набухання глинистого матеріалу, що входить до складу порід-колекторів
Породи колектори, що складені пісковиком, в більшості випадків вміщують в собі глинистий матеріал, який може бути цементуючою речовиною або домішками. Кількість глинистого матеріалу може коливатись від 1 до 10%, хоча бувають випадки, коли його вміст досягає 50%.
При потраплянні фільтрату промивальної рідини в пласт відбувається набухання глинистого матеріалу, яке призводить до зменшення пористості та проникності. За даними академіка Л. Лейбензона, зменшення пористості на 5% викликає зменшення проникності на 21%, а Дж. Амікс вказує, що внаслідок набухання глини гірських порід, проникність може зменшитись в 50 і більше разів. Найбільші об’ємні зміни відбуваються у глин групи монтморилоніту та його сумішей з каолінітом і хлоритом. За даними деяких науковців пори, які вміщують цемент із монтморилоніту, при контакті з водою можуть повністю втратити проникність. Пластова вода не викликає набухання внаслідок усталеної іонної рівноваги.
Зміна проникності порід-колекторів під впливом набухання глин залежить від кількості і мінерального складу глини, її дисперсності та характеру розподілу в породі, розміру пор і структури порового простору, хімічного складу фільтрату і часу його контакту з породою, показника рН. Найбільше набухання викликають прісні та лужні, значно менше - жорсткі високомінералізовані води.
Кальцієві глини однаково набухають як у прісній, так і мінералізованій водах, а загальний ступінь їх набухання значно менший ніж у монтморилонітових глин. Дослідження науковців показують, що ступінь набухання глин можна значно зменшити з використанням в промивальних рідинах ПАР.
Тому, для попередження зменшення природної проникності порід-колекторів, необхідно знати їх речовинний склад і підбирати таку промивальну рідину, фільтрат якої матиме мінімальний негативний вплив на глинистий матеріал породи.
1.4.2 Утворення в порах стійких водонафтових емульсій
При змішуванні води та нафти можливе утворення двох типів емульсій: “вода в нафті” та “нафта у воді”. У початковий момент перемішування утворюються емульсії обох типів, але найбільш стійкою є емульсія типу “вода в нафті”. Науковці наголошують на різних причинах утворення емульсій, основними з яких можуть бути:
самовільне диспергування одного рідкого середовища в іншому;
інтенсифікація процесу розпаду фільтрату на дрібні краплі при русі фільтрату через пори малих розмірів;
пульсація тисків на вибої (при СПО тиск зростає і падає; зміна густини промивальної рідини; проявлення і т.п.), внаслідок чого відбувається інтенсивне перемішування рідин;
перемішування нафти і фільтрату на вибої під час буріння і поступання емульсії у пласт під дією репресії.
Якщо фільтрат промивальної рідини лужний, то ймовірність утворення стійкої емульсії збільшується за рахунок зменшення поверхневого натягу на поверхні розділу фаз. Крім цього, в процесі утворення емульсій беруть участь емульгатори до, яких належать асфальтени та смоли і інші компоненти, які надають нафтам темного кольору, а також парафіни. В природних умовах такі емульсії являють здебільшого, масу найдрібніших краплинок води, диспергованих у нафтовому середовищі, тобто вони мають гідрофобний характер.
Не дивлячись на різноманітність причин та поглядів на механізм утворення емульсій у пластових умовах, сам факт їх утворення не викликає сумнівів.
Найважливішим у процесі освоєння та експлуатації свердловини є питання про стійкість та умови витіснення емульсій, що утворились у порах порід-колекторів. Стійкість емульсій залежить від складу нафти та фільтрату промивальної рідини, при цьому на поверхні розділу нафта-вода концентруються асфальтосмолисті речовини, які утворюють тверді плівки, що перешкоджають злипанню крапель води. Але домішка до води 0,2% Na2CO3, NaOH, CaCl2, NaCl, ССБ робить емульсії менш стійкими. Мінералізація прісної води також зменшує стійкість емульсії, але повного розшарування емульсій не спостерігається в жодному випадку. Такі емульсії мають не тільки велику в’язкість і тиксотропні властивості, але й малорухомі, а в стані спокою подібні на гель. Тому для фільтрації флюїдів через ділянки зайняті емульсіями, потрібно більші перепади тисків, створити які інколи практично неможливо.
Для зменшення негативного впливу промивальних рідин на проникність порід- колекторів необхідно створити умови, які б виключали можливість утворення емульсій, або хоча б зменшували їх стійкість. Це може бути досягнуто за рахунок домішок до промивальних рідин поверхнево-активних речовин (ПАР) – деемульгаторів. Але повністю виключити можливість утворення емульсій при розкритті продуктивних пластів можна шляхом використання промивальних рідин, фільтрати яких не схильні до таких процесів, або газоподібних агентів.