19. Снижение отрицательного влияния крепления и цементирования на эксплуатационные качества продуктивного пласта.

Ограничения проникновения цементного раствора и его фильтрата в продуктивный пласт:

1. снижением репрессии на продуктивный пласт в процессе цементирования скважин (спуск колонны секциями, ступенчатое цементирование с разрывом во времени между ступенями, обратное и селективное цементирование);

2. сокращением периода динамической фильтрации в продуктивной зоне (оптимизация гидравлической программы цементирования);

3. низким водоотделением цементных растворов в продуктивной зоне (оптимизация составов и плотности тампонажных растворов);

4. формированием в призабойной зоне пластов при бурении или перед цементированием кольматационного экрана (при условии последующего эффективного преодоления экрана перфорационными каналами).

5. разобщения продуктивного пласта от вышезалегающих пластов цементными мостами, пакерами, профильными перекрывателями или вязкоупругими и нетвердеющими составами (например, ВУС на основе полисахаридных реагентов).

Основными средствами предупреждения отрицательного влияния тампонажного раствора на пласт являются: 1. ограничение высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной за одну операцию (ступенчатое цементирование, технологии обратного цементирования, селективное цементирование и другие);

2. разобщение продуктивного пласта от вышезалегающих пластов манжетным цементированием.

20. Параметры, характеризующие гранулометрический состав горных пород,

Коэффициент неоднородности песка как отношение размера отверстий сита d60 , через которое прошло 60 % массы образца, к размеру отверстий d10 такого сита, через которое прошло только 10 % всей массы образца

C=d₆₀/d₁₀

Степень неоднородности песка

По степени неоднородности пески подразделяются на: однородные с С ≤ 3; умеренно однородные с 3 < С ≤ 5; неоднородные с 5 < С ≤ 10 и крайне неоднородные при С > 10.

Средний размер песка

Если C < 3, принимается dср соответствующий размеру 10 % фракции; Если C от 3 до10, принимается dср соответствующий размеру 40%; Если C > 10, принимается dср соответствующий размеру 70% фракции.

21. Технологии расширения труб при заканчивании скважин.

Применяется технология механического расширения до требуемого диаметра, в основе которого лежит холодная обработка стальных труб в стволе скважины.

На примере профильного перекрывателя ОЛКС

Установка и развальцевание «ОЛКС 216»:

После спуска под давлением, создаваемого цементировочным агрегатом (10-12 МПа), перекрыватель раздувается до номинального диаметра и прижимается к стенке скважины.

Разгрузкой и натяжением бурильной колонны в пределах 15-20т проверяем устойчивость перекрывателя в скважине, затем, делая вправо 30 оборотов, освобождаем развальцеватель от перекрывателя

Развальцовываем перекрыватель до башмака.

22. Профиль ствола скважины в продуктивной части разреза.

а - Прямой горизонтальный участок.

б и в - Горизонтальный участок в виде дут окружности.

Г- Волнообразный горизонтальный участок

Cкважины учитывает прежде всего цель строительства горизонтальной скважины, которая заключается в продольном вскрытии продуктивной части нефтегазосодержащего пласта. Поэтому геометрия горизонтального участка должна соответствовать форме той части пласта, где предполагается расположить горизонтальный участок. Другими словами, горизонтальный участок должен располагаться вдоль продуктивной части пласта и не выходить за границы его нефтегазосодержащей части .

Интервал зарезания необходимо располагать:

• на участках, имеющих цементное кольцо за эксплуатационной колонной с коэффициентом разобщения пластов (ККР) не менее 0,8;

• на участках, имеющих зенитный угол не менее 5⁰.

• ближе, по возможности, к забою основного ствола;

• на участках, где это возможно, ниже ожидаемых зон поглощений

• в прочных и обладающих хорошей буримостью породах;