Анализ причин малодебитности скважин

Нефтегазоносные пласты — это коллекторы, одновременно насыщенные нефтью, газом и водой при определенных давлениях и температурах.

В результате комплекса процессов, протекающих в длительный геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает призабойная зона пласта, в которой произошли, происходят и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы. Все указанные процессы возникают с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы распространяются в глубь призабойной зоны пласта по нарастающей вскрытой толщине. Радиус ПЗП определить невозможно. Под этим термином понимается некоторый условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по простиранию по всей его толщине, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную конфигурацию (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Схема призабойной зоны пласта:

УЗП — удаленная зона пласта; ПЗП — призабойная зона пласта; р_т — горное

давление; р(, — равнодействующая горного бокового давления; г_с — радиус скважины; г_д — радиус скважины по долоту; г — радиус до произвольной точки

пласта; г_пзп -радиус призабойной зоны пласта

Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологи-ческим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте [176].

Исследованиям факторов, влияющих на качество первичного и вторичного вскрытия пластов, посвящены труды многих авторов. Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов в различных геолого-физических условиях, систематические исследования влияния различных промывочных жидкостей на проницаемость пористой среды, а также исследования, проведенные в этой области за рубежом, позволяют сделать вполне определенные выводы о причинах и механизме ухудшения продуктивности скважин при первичном вскрытии пласта.

Таким образом, дебит скважины зависит от ряда факторов, связанных с естественной характеристикой пласта-коллектора, таких как коэффициенты пористости и проницаемости, эффективная толщина, вязкость фильтрующихся флюидов и др. При справедливости линейного закона фильтрации Дарси дебит О скважины, расположенной в центре кругового пласта толщиной h и радиусом контурного питания R_K, при установившейся фильтрации можно рассчитать по формуле [122]

In R. I r_ria

где k — коэффициент проницаемости породы; h - толщина пласта; р_к и р_с - давление соответственно на контуре питания кругового пласта и забое работающей скважины; г_{с пр} -приведенный радиус скважины. Комплекс параметров

К= inkhl Ц1п(я_в / г_й1в), (6.3)

входящих в формулу (6.2), принято считать коэффициентом продуктивности скважины. Из выражения (6.3) видно, что за единицу измерения коэффициента продуктивности можно принять м³/(с-Па). Однако в расчетах по технологии добычи нефти коэффициент продуктивности принято измерять в м³/(сут-МПа) или т/(сут-МПа), так как дебит скважины удобно выражать в метрах кубических или тоннах.

Приведенный радиус скважины в отличие от геометрического (по долоту) учитывает степень гидродинамического несовершенства скважины и определяется по формуле

_. о -(Й₁₊Й₂)

(6.4)

где _с — радиус скважины по долоту; С\ — параметр, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины по степени вскрытия пласта; С2 — параметр, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины по характеру вскрытия.

Постоянное С\ зависит от относительного вскрытия пласта b/h (рис. 6.3, а) и в общем случае определяется как функция b/h и Д., т.е. С\ = fCb/h, D_c).

Рис. 6.3. К оценке влияния несовершенства скважины на условия притока

жидкости:

а — несовершенство скважины по степени вскрытия пласта; б — несовершенство

скважины по характеру вскрытия; в — несовершенство скважины как по

степени вскрытия, так и по характеру вскрытия

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 5, %

Рис. 6.4. Графики для определения С\ = f(h):

а = h/D_c; h = b/h (по В.И. Щурову); h - толщина пласта; D_c - диаметр

скважины

Постоянное С2 утаталтает дополнительные гидравлические сопротивления, связанные со стягиванием линий тока к перфорационным отверстиям (рис. 6.3, б).Постоянное С2 зависит от диаметра перфорационных отверстий, глубины

проникновения их в породу и плотности перфорации п_п (в отв/м), представляющей собой число перфорационных отверстий на погонный метр длины фильтра.

При расчетах дебита скважины С\ и С2 определяются из графиков В.И. Щурова (рис. 6.4 и 6.5). При этом значения величин, входящих в формулу (6.2), берутся из паспорта

О 0,5 1,0 1,5 2,0 nD

Рис. 6.5. Графики для определения Сг = <p(D_cn_n, а, 1_П) при 1_П = 0 (по В.И.

Щурову):

а = d_n/D_c; d_n - диаметр перфорационных отверстий; /_п — глубина

проникновения перфорационных отверстий в породу; п_и — плотность

перфорации; D_c - диаметр скважины по долоту

скважины.

Таким образом, формула (6.2) позволяет рассчитать ожидаемый потенциальный дебит скважины, проектируемой к бурению в любой точке пласта при известных значенияхk, h и ц. Последние могут быть оценены с определенным приближением по картам распределения коэффициента проницаемости и карте равных толщин продуктивного пласта. Путем наложения указанных карт, построенных в одинаковых масштабах, можно построить карту распределения ожидаемых значений коэффициентов продуктивности пласта, необходимую для оперативного контроля за качеством выполнения технологических операций по первичному вскрытию пласта. К сожалению, такие карты равных потенциальных коэффициентов продуктивности пластов из-за ряда объективных и субъективных причин в настоящее время используются редко. Это в свою очередь затрудняет достоверную оценку причин существенного уменьшения дебитов новых скважин по сравнению с соседними, дренирующих один и тот же продуктивный пласт.

Коэффициент продуктивности реальной скважины определяется путем проведения гидродинамических исследований методом пробных откачек на установившихся режимах, является основным параметром скважины, позволяющим проектировать и поддерживать оптимальный режим ее работы.

При отклонениях процесса фильтрации от линейного закона Дарси данные гидродинамических исследований обрабатываются соответствующими методами и, как правило, определяются константы, входящие в формулу притока флюидов в скважине.

Состояние ПЗП может быть ухудшено при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации из-за АСПО в порах породы, неорганических солей, механических примесей и др.

Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП при первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта, принято делить на четыре группы:

обусловливающие механическое загрязнение ПЗП;

физико-литологические, приводящие к разбуханию пластового цемента при контакте с водой;

физико-химические;

термохимические.

К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся:

засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1-20 мм. В гравелитовых пропластках и крупнозернистых песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния — до сотни метров [109, НО, 40 и др.];

впрессовывание в пористую среду ПЗП зерен породы, разрушаемой долотом при бурении;

закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом в процессе крепления скважин. Во время перфорации скважин заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться;

загрязнение ПЗП илистыми частицами, содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более;

проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП;

обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет коль-матажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций [166];

ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважины вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже илистые частицы, вносимые в пористую среду ПЗП фильтрующейся жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало препятствуют фильтрации, в период же инфильтрации жидкости эти частицы оказываются необтекаемыми; они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды. Радиус кольматажа в ПЗП зависит от значения и распространения перепада давления, а также от времени и объема извлеченной из ПЗП жидкости.

Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы. Это ухудшение обусловлено:

проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта;

прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.

Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно:

при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;

при большом объеме проникшего в ПЗП фильтрата возможны растворение, перенос и переотложение солей, а также их отложение из высокоминерализованного фильтрата;

при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью разбухания.

В химически обработанном растворе они медленно разбухают. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходят полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, возникает закупоривание пор, нередко до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5-10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия нескольких причин.

К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:

проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовыми флюидами;

возникновение капиллярного давления, которое проявляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой < 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания > 90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин с депрессией 0,5-1,0

МПа в начальный период эти явления могут в какой-то степени отразиться на времени вызова притока нефти из продуктивных скважин;

закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают в фильтрат промывочной жидкости и воды. Если диаметр таких капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходят их перекрытие и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта нефти эти капли сливаются с ней и, таким образом, проницаемость ПЗП улучшается;

нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе вода — нефть, которые обладают высокой прочностью и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды, окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости пород из ПЗП;

образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности раздела нефть — вода концентрируются асфальтосмолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор и участков пористой среды. Образование таких пленок на контакте нефть — вода следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;

образование "бронированной" эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Под "бронированной" эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Чем больше этих частиц на

поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них;

вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химреагентами. Это явление особенно характерно для ПЗП малодебитных газовых скважин;

ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованной пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания;

адсорбция на скелете породы масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной.

К группе термохимических причин, которые приводят к ухудшению проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся:

отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Процесс этот происходит при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, длительной эксплуатации скважины и при закачке воды в пласт;

проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости призабойной зоны.

Степень ухудшения продуктивности скважин в процессе первичного и вторичного вскрытий зависит от множества факторов, таких как:

качество буровых растворов, используемых при вскрытии пласта;

статическая и динамическая репрессии на продуктивный пласт;

число спускоподъемных операций во время разбуривания продуктивного пласта;

скорость или время на спуск одной свечи бурового инструмента и длина колонны буровых труб;

проницаемость пород призабойной зоны пласта;

время контакта бурового раствора с породой ПЗП и др.

Таким образом, существует множество причин, потенциально способных ухудшить фильтрационно-емкостные характеристики при бурении. В связи с этим процесс вскрытия пласта является одним из важнейших элементов, составляющих понятие об оптимальности системы разработки нефтяных месторождений.

К сожалению, в настоящее время часто первичное и вторичное вскрытия пластов осуществляются без достаточного учета геолого-физических и термобарических условий нефтяных и газовых залежей. Это приводит к существенным осложнениям в освоении скважин и требует выполнения дополнительных работ по восстановлению их продуктивности.

Все это в конечном счете повышает прочность пленки, как бы
бронируя глобулы и эмульсию в целом от разрушения.
Исследования показали, что стабильность эмульсии повышается
не только "черными" эмульгаторами нефти (асфальтенами,
смолами), но и "бронирующими" твердыми минеральными
эмульгаторами (глинистыми частицами). Эмульсия

продавливается в крупные поры и трещины призабойной зоны, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП;

обогащение бурового раствора пластовыми водами верхних горизонтов. Проникший в микротрещины фильтрат, содержащий щелочную воду, соприкасаясь с глиной, может вызвать диспергирование ее щелочными электролитами. Это может привести к связыванию дисперсной среды в гидратные оболочки значительной толщины и ухудшению проницаемости ПЗП;

гидрофобная коагуляция, обусловленная электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода и полифосфаты после обменной адсорбции ионов вызывают сильную гидратацию частиц глины. Электролиты с поливалентными катионами, хлориды кальция, магния, алюминия вызывают после адсорбции ионов резкую дегидратацию поверхностей частиц. Взаимодействие электролитов может привести к сцеплению их по всей поверхности и образованию агрегированной взвеси в пористой среде. Этот физико-химический процесс также может отразиться на проницаемости призабойной зоны;

флокуляция коллоидно-дисперсных частиц и оседание их в пористой среде при контактировании фильтрата промывочного раствора с пластовой водой. Этот процесс тем сильнее, чем больше разница в физико-химических свойствах

соприкасающихся вод, что также вызывает ухудшение проницаемости ПЗП;

образование на поверхности зерен песчинок пристенных слоев жидкости за счет замещения одной жидкости в поровом пространстве другой. С увеличением полярности жидкости уменьшаются ее проницаемости.

Как известно в промысловой практике, практически каждая добывающая скважина в течение года подвергается глушению в связи с проведением подземного ремонта или других работ. Практика проведения операции по глушению нефтяных и газовых скважин пластов свидетельствует о том, что в подавляющем числе случаев в качестве жидкости глушения применяются водные растворы минеральных солей Са или Na различных видов. Значительно реже используются механические устройства для разобщения ствола скважины и пласта. Однако надежность забойных отсекателей находится на недостаточном уровне. Хотя с точки зрения сохранения коллекторских свойств пород ПЗП они обеспечивают 100%-ную успешность. Одним из направлений совершенствования техники и технологий операций глушения скважин является разработка специальных установок глушения пластов. Применение таких устройств позволяет полностью решить задачи глушения нефтяных и газовых скважин.

Анализ промысловых данных по месторождениям ОАО "Орен-бургнефть" и результаты исследований разных авторов по другим нефтедобывающим районам о работе "многоремонтных" скважин показывают, что коэффициент продуктивности сильно зависит от количества операций и типа ЖГС при глушении пластов. Особенно большие изменения характеристик скважин и ПЗП происходят во время первых операций глушения.

В дальнейшем темп падения эксплуатационных характеристик замедляется и наступает состояние "насыщения", т.е. операции глушения практически не оказывают влияния на работу скважин. Количественно диапазон ухудшения параметров достигает 200-300 % и более. А в скважинах со сложно построенными коллекторами, имеющими низкие фильтрационно-емкостные характеристики, степень ухудшения параметров скважин может доходить до 700 и даже 1000 % [66]. Эта закономерность наблюдается и по объектам ОАО "Оренбургнефть". В качестве примера приведем случайную выборку из малодебитного фонда скважин Покровского месторождения, коэффициенты продуктивности которых в процессе эксплуатации снизились многократно (табл. 6.4) [129].

Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о значительном ухудшении коэффициента продуктивности скважин в процессе длительной эксплуатации. Одной из многочисленных вероятных причин такого положения являются частые глушения скважин в связи с ремонтами.

Наибольшее распространение при глушении скважин получили жидкости глушения скважин на водной основе с добавками различных реагентов. В качестве водной фазы используются сточные воды промыслов, воды водоносных подземных горизонтов, отходы промышленных предприятий, технические и пресные воды. Эти воды оказывают сильное отрицательное действие на фильтрационно-емкостные свойства ПЗП. Однако, несмотря на это, их доля в объеме применяемых ЖГС наибольшая.

Механизм взаимодействия ЖГС с элементами ПЗП достаточно полно сформулирован в работе [НО]. Суть его заключается в следующем:

взаимодействие ЖГС с пластовыми флюидами;

Таблица 6.4

Изменение коэффициента продуктивности группы малодебитных скважин Покровского месторождения

Номер	Первичное определение	Текущее определение	Кратность умень-
сква-		Коэффициент		Коэффициент	шения
жины	Год	продуктивности,	Год	продуктивности,	коэффициента
		м^3/(сут-МПа)		мЗ/Чсут-МПа)	продуктивности
		36,0		1,4	25,71
		0,90		0,1	9,00
		2,3		0,4	5,75
		79,0		0,4	197,50
		4,5		0,7	6,43
		8,1		0,2	40,50
		18,1		2,9	6,24
		15,0		0,6	16,66
		40,0		0,9	44,44

взаимодействие ЖГС с твердой поверхностью каналов фильтрации;

взаимодействие ЖГС с фильтровой частью конструкции сква­жины.

Кратко рассмотрим их отдельно.

Одним из главных результатов взаимодействия проникающей в пласт ЖГС с пластовыми флюидами является существенное изменение насыщенности нефтью и водой. При использовании ЖГС на водной основе происходит рост водонасыщенности пор пласта, сопровождающийся уменьшением относительной

проницаемости породы для нефти и общим уменьшением суммарной проницаемости для обеих фаз.

При смешении воды из ЖГС с пластовой водой создаются условия для нарушения химического равновесия и выпадения твердых осадков в порах пород ПЗП, тем самым существенного увеличения фильтрационного сопротивления при движении флюидов. При этом возможна частичная закупорка перфорационных отверстий кристаллами солей. Вероятность выпадения солей в ПЗП достаточно велика из-за нарушения химического равновесия при смешении разных вод и изменении термодинамических условий.

Другим видом осложнений, возникающих при попадании ЖГС в пласт, является интенсивное диспергирование нефтяной, водной и газовой фаз, в результате чего образуются высоковязкие тонкодисперсные водонефтегазовые смеси, обладающие высокой вязкостью и гравитационной устойчивостью.

Результаты многочисленных экспериментов, выполненных раз­ными авторами, показали, что для условий нефтяных залежей Урало-Поволжья размер частиц дисперсной фазы таких эмульсий находится в пределах до 20 мкм, и их эффективная вязкость при содержании воды до 40-70 % на порядок и более превышает вязкость исходной нефти [47, 66 и др]. Значительная часть депрессии на пласт затрачивается при этом на преодоление капиллярных сил. В результате действия многочисленных эффектов Жамена происходят кольматирование части каналов фильтрации и образование в пласте микрообъемов с неподвижными флюидами. Блокировка мелких и средних каналов способствует быстрому обводнению более крупных и вызывает рост обводненности продукции скважины после освоения.

При увеличении водонасыщенности пород ПЗП из-за вытеснения нефти ЖГС повышается относительная проницаемость для нефти, что также вызывает увеличение поступления воды в скважину.

Многие минералы, образующие породы продуктивных
пластов, обладают чувствительностью по отношению к водам.
Поверхность таких минералов обычно является гидрофильной.
Однако отдельные участки их после контакта с нефтью
гидрофобизуются. Наиболее чувствительными к водам среди
породообразующих минералов являются глины.

Многочисленными исследованиями установлено, что состав глинистых минералов нефтесодержащих пород разнообразен и пласты по-разному реагируют на контакт с водой. В результате

взаимодействия глин с водами определенного состава происходит набухание глин с существенным уменьшением коэффициента проницаемости пород ПЗП.

Таким образом, перенасыщение пор пласта, взаимодействие ЖГС с пластовыми водами, образование тонкодисперсных эмульсий, изменение характера смачиваемости поверхности пород в сторону увеличения гидрофильности, усиление влияния капиллярных сил, разбухание глин и другое приводят к существенному изменению коэффициента продуктивности скважины после глушения ее для ремонта и последующего освоения.

Представляют интерес результаты исследований Ю.В. Зейгмана с соавторами [66] взаимодействия ЖГС с фильтровой частью скважины, включающей обсадную колонну и цементный камень за колонной.

Как известно, в результате проведения в скважине перфорационных работ образуются многочисленные микро- и макротрещины в цементном камне за колонной в интервале фильтра. По этой причине водосодержащие и коррозионно-активные ЖГС проникают в трещины и на наружную поверхность обсадной колонны. Контакт обсадной колонны с коррозионно-активными водами приводит к разрушению обсадной колонны, нарушению контакта ее с цементным камнем и образованию продуктов коррозии.

По результатам многочисленных лабораторных исследований и данным о влиянии на коэффициент продуктивности реальных скважин, эксплуатируемых в различных горно-геологических и технологических условиях, предложена математическая модель динамики продуктивности скважины от количества глушения и освоения скважины [66] в виде

lgK_ora= AN - В, (6.5)

где К_отн - отношение текущего коэффициента продуктивности пласта после очередного глушения и освоения к начальному; А, В — постоянные, характерные для данной скважины данного объекта разработки или лабораторной модели пласта; N -количество операций глушения — освоения скважины.

Дата добавления: 2015-07-13