|
1.3 Показатели технического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины применительно к технологическим расчетам Оперативное регулирование (гидроизоляция вскрываемого бурением комплекса проницаемых и неустойчивых горных пород) и надежный контроль технического состояния необсажениого ствола (герметичности и прочности стенок скважины) формируют качественно лучшие условия для оптимизации технологических процессов бурения и заканчивания скважин и более надежную методическую базу для повышения точности расчетных методов в бурении. Покажем это на конкретных примерах промысловой практики [•1,20,-22,2472573-1,36]. Для повышения герметичности и прочности ствола в карбонатных отложениях Оренбургского ГКМ применялась технология бурения скважины с одновременной обработкой ствола гидромониторными струями глинистого раствора [1,22]. После вскрытия на всю толщину филипповского горизонта с АВПД (Ка=1,29), градиент гидроразрыва горных пород 0,020-0,023 МПа/м, эффективная пористость 7-14 %, размер пор 5-100 мкм, раскрытость трещин до 0,2 мм, интервал толщиной 20 м испытывали созданием расчетных репрессий и депрессий. По результатам испытаний расчетами корректировали параметры промывочной жидкости, режим промывки скважины и цементирования обсадных колонн с учетом установленных технологически безопасных пределов допустимого повышения или снижения давлений в скважине. После чего проводилось вскрытие продуктивной толщи, текущее пластовое давление в котором не превышало 65 % от начального (Ка=0,50-0,65) [38]. Данные и результаты испытаний опытных скважин представлены в табл. 1.3. Аналогичные технические показатели получены при гидроизоляции терригенных коллекторов продуктивной толщи Арланского нефтяного месторождения (табл. 1.4) [24,40,41]. 32 |
38 спуско-подъемных операций, цементирования, борьбы с поглощениями и газонефтеводопроявлениями [1,20,26,30,37,39). Сравнительный анализ расчетных данных по этим формулам с замеренными в скважинах гидродинамическими давлениями свидетельствует о их существенном расхождении (рис. 1.11). Общим недостатком анализируемых формул является неучитываемое влияние на гидродинамические давления геолого-физических факторов количества, глубины залегания, фильтрационных характеристик проницаемых пластов и состояние ствола скважины (интервалы расширения и сужения диаметра скважины). Из этого следует очевидный вывод разработка расчетных методов определения величин гидродинамических давлений в гидравлически взаимодействующей системе "скважина п пластов” практически лишена перспектив. Для этих целей более эффективна реализация двух подходов. Это или производство прямых глубинных измерений в скважине, или формирование герметичного, изолированного от проницаемых пород ствола, гидродинамические процессы в котором подчиняются только законам трубной гидравлики, исключая влияние на эти процессы законов подземной гидродинамики [1]. 1. 3. Показатели технического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины применительно к технологическим расчетам Оперативное регулирование (гидроизоляция вскрываемого бурением комплекса проницаемых и неустойчивых горных пород) и надежный контроль технического состояния необсаженного ствола (герметичности и прочности стенок скважины) формируют качественно лучшие условия для оптимизации технологических процессов бурения 40 и заканчивания скважин и более надежную методическую базу для повышения точности расчетных методов в бурении. Покажем это на конкретных примерах промысловой практики [1,20,22,24,25,31,36]. Для повышения герметичности и прочности ствола в карбонатных отложениях Оренбургского ГКМ применялась технология бурения скважины с одновременной обработкой ствола гидромониторными струями глинистого раствора [1,22]. После вскрытия на всю толщину филипповского горизонта с АВПД (Ка=1,29), градиент гидроразрыва горных пород 0,020-0,023 МПа/м, эффективная пористость 7-14%, размер пор 5-100 мкм, раскрытость трещин до 0,2 мм, интервал толщиной 20 м испытывали созданием расчетных репрессий и депрессий. По результатам испытаний расчетами корректировали параметры промывочной жидкости, режим промывки скважины и цементирования обсадных колонн с учетом установленных технологически безопасных пределов допустимого повышения или снижения давлений в скважине. После чего проводилось вскрытие продуктивной толщи, текущее пластовое давление в котором не превышало 65% от начального (Ка=0,50-0,65) [38]. Данные и результаты испытаний опытных скважин представлены в табл. 1.3. Аналогичные технические показатели получены при гидроизоляции терригенных коллекторов продуктивной толщи Арланского нефтяного месторождения (табл. 1.4) [24,40,41]. |