Привибійна зона - свердловина - велика енциклопедія нафти і газу, стаття, сторінка 1
Привибійна зона - свердловина
Привибійна зона свердловин (ПЗС) - найбільш вразливе місце системи пласт-свердловина. Тому від її провідності значною мірою залежить дебіт свердловин. Ця зона піддається інтенсивному впливу буровим і цементним розчинами, які в ряді випадків значно погіршують фільтраційні властивості порід. Дебіти свердловин з часом можуть падати в зв'язку з відкладенням в порових каналах привибійної зони парафіну, смолистих речовин і мінеральних солей. Залежно від причин низьких фільтраційних властивостей порід цієї зони запропоновані різні методи впливу на них з метою підвищення дебітів свердловин. [1]
Привибійна зона свердловин моделюється додатковим опором в вузлах розташування свердловин. [2]
Привибійна зона свердловини забруднюється фільтратами промивної рідини і цементного розчину і різними хімічно активними речовинами (полімери, солі, наповнювачі і т.п.), в результаті вся Привибійна зона пласта стає забрудненої і має значно меншу, в порівнянні з віддаленої зоною, фазову проникність. [3]
Привибійні зони свердловин прогрівають глибинними електронагрівачами, що спускаються в свердловину на кабель-тросі. [5]
Привибійна зона свердловин являє собою область, в якій всі процеси протікають найбільш інтенсивно; Тут як з єдиний вузол сходяться лінії струмів при добуванні рідини або розходяться при закачуванні Тут швидкість руху рідини, градієнти тиску, втрати енергії, фільтраційні опору максимальні. Від стану привибійної зони пласта істотно залежить еф-ність розробки родовища, дебіту видобувних свердловин, прийомистість нагнітальних і та частка пластової анергії, яка може бути використана на підйом рідини безпосередньо в свердловині. [6]
Привибійна зона свердловин. що вийшли з буріння, часто забруднена глинистим розчином, який при наявності в привибійній зоні свердловини тріщин може проникати глибоко в розкривати пласт. При добавці ПАР до води, якої при освоєнні свердловини промивають привибійну зону, полегшується вимивання глинистих частинок з пласта. Експерименти, проведені на свердловинах родовищ Західного Сибіру, показали, що при промиванні розчинами ПАР призабули-них зон свердловин, що вийшли з буріння, з свердловин вимивалися сотні кілограмів глини. [7]
Привибійну зону свердловини обладнують фільтрами, що представляють собою сталеві труби з перфорацією. Гравійні фільтри більш якісно охороняють колону свердловини від виносу піску, вапняку і інших домішок. На промислі газ очищають від води, конденсату, часток породи і пилу в наземних сепараторах. На ГРС здійснюють остаточну очистку газу перед споживачем. [8]
Привибійну зону свердловини прогрівають наступними способами: нагнітанням в пласт на деяку глибину теплоносія - насиченого або перегрітої пари, розчинника, гарячої води або нафти; спуском на забій (у фільтрову зону) нагрівача-електропечі або погружной газового пальника. [9]
Обробка привибійної зони свердловин газовими агентами вже досить добре апробована як метод підвищення продуктивності газоконден-сагних свердловин на ряді родовищ. [10]
Обробка привибійної зони свердловини була проведена в період з 05.02.96 по 15.02.96. До обробки і після обробки свердловини виконувалися промислові дослідження по визначенню основних параметрів експлуатації свердловини і її продуктивної характеристики. В ході обробки свердловини в неї було закачано 618 тис. М3 газу із середнім добовим витратою від 59 до 67 тис. М3 / добу і гирловим тиском від 8 46 до 9 1 МПа. Після обробки свердловина дотримувалися близько тижня і була пущена в експлуатацію 24.02.96. З 24.02.96 по 27.02.96 вона працювала самостійно з дебітом газу 43 - 55 тис. М3 / добу, а потім до 01.03.96 простоювала через технічні причини. [11]
Обробка привибійну зон свердловин в залежності від умов експлуатації свердловин може включати в себе виконання різних операцій і підготовчі роботи. Основний комплекс операцій по обробці включає наступне. [12]
Кріплення привибійну зон свердловин складом Кон-тарен - 2 призводить до скорочення підземних ремонтів, пов'язаних з чищенням і промиванням піщаних пробок, що забезпечує отримання додаткового видобутку нафти в результаті збільшення міжремонтного періоду роботи свердловин і приросту по значній кількості свердловин середньодобового дебіту. [13]
Обробка привибійної зони свердловини сухим газом в цьому випадку дозволяє збільшити продуктивність свердловини в 1 5 разу. Однак після пуску свердловини в експлуатацію її продуктивність знижується значно повільніше, ніж в варіантах 2Р і ЗР. [14]