Крепление скважины с сохранением коллекторских свойств нефтеносных пластов тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.07 ВАК РФ

[АЦИОНЛЛЬНАЯ АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН Г Ефстфф/т МЕХАНИКИ И МАШИНОВЕДЕНИЯ

' " ' ' На правах рукописи

' - УДК 622". 276

Бшалиев Ермеккали Аккалиевич

:РЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ С СОХРАНЕНИЕМ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 01.02.07 "Механика супычих тел, грунтов н горных порол"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Алматы, 1996

Работа выполнена к АО "Эмбамунаигаз" Министерства нефтяной газовой промышленности и Западном отделении Национальной академии ш Республики Казахстан.

Научные руководители: доктор физико-математических наук

Кудайкулов А.К.,

доктор физико-математических наук, профессор Мардонов Б.М.

Ведущая организация: АО "Тенгизмунайгаз" Министерства

нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан

Официальные оппоненты: доктор технических наук Хаиров Г.Б.,

кандидат технических наук Умаров М.

Защита состоится " 7 " нюня 1996 г. в 10 00 часов на заседании Специализированного совета Д53.02.02. при Институте мехаш и машиноведения HAH PK (480091, г. Алматы, проспект Абая, 31)

С ;iHccq>Tanneii можно познакомиться в ЦНБ HAH PK (Алматы, Шевченко, 28)

Автореферат разослан " 5 " мая 1996 г.

Ученый секретарь специализированного совета, кандидат физико-математических паук,

старший научный сотрудник Дильдабаев Ш.А

Аннотация. В работе развиты подхода к оценке продуктивности сква-1 на базе теоуин движения вязкой жидкоеш в пориезых средах с учеюм юрмпрованин матрицы. Предложен!,! различные модели сре;и>1 призабопной ы сканжнны п дана количественная оценка влияния свойства сре.ты на >дуктивность паста. Разработаны рекомендации и предложения по :эф(|к:к-;ному использованию способов вскрытия и подготовки скважин кэксплуа-(ии.

Актуальность темы. Одном из наиболее важных проблем нефтегазодобы-эщей промьнтенности является повышение качества проведения работ по ц отовке сквапш к эксплуатации. Эта проблема приобретает особое зна-ше в связи с что многие крупнейшие месторождения вступают во вто-о стадию разработки. Многочисленные исследования и богатый промысло-¡1 опыт показывают, что сроки освоения и продуктивность скважин, пробу-[ных в одних «тех же условиях, могут быть различными в зависимости от ■ества выполвдшя р'абот по заканчмванию скважин. Основой"успеха, как шило, при эим является сохранение естественной проницаемости коллекго-при вскрытии продуктивного пласта. Несмозря на значительную работу, введенную в последнее время по повышению качества вскрытия пластов, лология бурешя в продуктивном пласте практически мало отличается от нологин прошводства всего ствола скважины. В большинстве случаев в 1есгве буровья. растворов применяют глинистые суспензии, реже - во;щые пензнн другщматериалов. При этом за основной критерий принимают не ксимальное «щранение естественного состояния прнзабойной зоны пласта, остиженне мгкшмалъном скорости бурения. Это приводит к значительному ■женин) естественной проницаемости продуктивности коллектора приза-'пю11 зоны скважины, вследствие чего уменыиаезся продуктивность скважин ■величиваютс*сроки их освоения. В связи с вышеизложенным остается акту-,ной проблеет достоверной оценки продуктивности пластов после вскры-I. Наиболее распространенным способом оценки продуктивности является хход, основавши на обобщении данных натурных наблюдений и лабора-шых экспериментов. При этом устанавливается реальное влияние характера грызня сквапш, свойств пород п других факторов на продуктивность аста. Но этагспособ требует больших затрат и проведения дополннтель-х долгосрочш« работ. Вызывает интерес широкомасштабное моделирова-е процессов штеснения нефти из пластов, которое позволяет разработать учнообосновшные оценки влияния различных параметров на продуктивен» скважин. Результаты, полученные на основе теоретических расчетов ыются универсальными. Они могут быть использованы в качестве первич-го ма териала при подготовке скважины к эксплуатации.

Целью рарагм является использование теоретических методов дчя рас-га продуктивности скважин с учетом неоднородности пласта в призабопной 1е и процессоафнлырацни не(|)тн (вязкой жидкости) в деформпр\емой сре-

а также разработка рекомендаций и предложении по дальнейшему у.чучше-ю ка«есзва ргбот подготовки скважм; к эксплуатации.

Научная новизна. Разработана методика расчета продуктивности пласч учетом реальных характеристик пород в призабойной зоне, в частности, пользованы одно- и ;ib>хкомноненгпые модели дня описания процесса ф| грации жидкости в пористых насыщенных средах. Обобщая известные ш нерные формулы Дюпюи для оценки продуктивноегн на основе двухкок нентной модели среды вблизи призабойной зоны, установлены закономер! ти формирования фронтов распространения зон перепада давления вбл скважин с момента вскрытия пластов. Предложен способ выбора технологи ких параметров цементирования с помощью вращения колонны, обоснов возможность применения специального приспособления ачя ликвидации (} ления) глинистой корки со стенок скважины.

Практическая ценность. Предложенная методика расчета позволяет рег но оценить влияние различных факторов на продуктивность пласта и разрг тать научно обоснованный подход выбора параметров эффективной техне гин подготовки скважины к эксплуатации. Предложенный при этом но] способ цементировании в значительной степени улучшает качество крепле скважины, а способ удаления глинистой корки позволяет изыскать пути по шения при тока нефти к скважине, тем самым увеличить ее дебит.

Достоверность результатов обеспечивается применением в расчетах oci пых положений теории движения (фильтрации) жидкости в пористых qieAa сравнением полученных результатов с данными, полученными другими аг рамп.

Апробация работы. Диссертационная работа апробирована на объе ценном научном семинаре кафедр "Сопротивление материал! "Математическое моделирование", "Высшая математика", "Вычислитель техника и прикладная математика" и "Бурение нефтяных и газовых скваж Института нефти и газа Атырауского университета Министерства образе ния Республики Казахстан, на техническом совете АО "Эмбамчиайгаз" госул ственнон холдинговой компании "Мунангаз" Министерства нефтяной и п вой промышленности Республики Казахстан, па научном семинаре Запади отделения Национальной академии наук Республики Казахстан (г. Атыр: на объединенном научном семинаре кафедр "Высшая математш "Прикладная математика" и "Сопротивление материалов" Ташкентского ститута текстильной и легкой промышленности Министерства легкой п мышленности Республики Узбекистан (г.Ташкент) и на научном семинаре механике Института механики и машиноведения Национальной акаде,\ наук Республики Казахстан (г. Алмазы).

Публикация. Результаты научно-исследовательской работы опублико ны в трех статьях и сообщениях.

Структура и объем работы

Диссерищня сосюш ш введения, ipex глав, заключения п списка лнгера-ы Iii 52 названий, приложений и содержит 103 страницы машинописного :та, включая 25 рисунковнтаблиц.

Пользуясь случаем, автор благодарит своих коллег in АО "Эмбамунангаз" аучных руководителей, а также академика HAH PK LLI.M. Анталнева за мание к работе с позиции подготовки высококвалифицированных кадров в ионе.

Основное содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, определяется ь ii формулируются основные задачи. Кратко излагаются положения рабо-выиосимые на защиту; ее структура.

В первой главе работы дана краткая характеристика современных подхо-к оценке влияния буровых и тампонажных растворов на проницаемость [забойной зоны продуктивного пласта. Приводится детальный обзор работ изучению механизма проникновения буровых растворов в продуктивный ст и процессов глинизации внутримелового пространства. Возможности ликновення глинистого раствора в порист\то среду на различную глубину г^шментально изучены в работах H.A. Луценко н Е.А. Яичникова, кото: установили, что в крупнозернистый песок глинистый раствор может про-:ать на глубину от 15 до несколько десятков миллиметров. Основной прн-ioii снижения естественной проницаемости прцзабоГшой зоны коллектора ITH является проникновение в него фильтрата б\рового раствора или во-

нспользуемой в качестве промывочной жи.чкостн. При этом вода может тикать в пласт на неограниченную глубину в зависимости от перепада лення, проницаемости коллектора и времени контакта промывочной жнд-ти с пластом. Попавшие в пласг вода или фильтраты бурового раствора есняют нефть из приствольной зоны вглубь пласта, вызывая в пои зоне женне естественной проницаемости коллектора по нефти. В работе детально лизнрованы следующие причины, вызывающие снижение проницаемости ста в прнзабонной зоне:

а) набухание глинистых частиц, содержащихся и породах, слагающих кол-тор. В работах A.A. Ханина, Дж. А.микса показано, что из-за набухания н проницаемость породы может уменьшаться в 50 и более раз. А.П. Гаруше-.1 и Р.И. Мальцевым установлено, что при попадании воды в поры песча-;а, содержащий глинистый цемент ш монгмериланнга, набухание послед-о может привести к полному закупориванию порового пространства. Измене проницаемости пласта под влиянием набухания глин будет зависеть от [ичества и минералогического состава глины, характера распределения ■ •• в породе коллектора, разменпор и структуры порового г-;-.>етранства.

Регулируя соответствующим образом состав фильтрата в каждом конкреп случае, можно в значительной степени снизить влияние набухания на на) проницаемость или исключим, его полностью;

6) блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и пове постными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результ взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей. До попадания пос ронней вода в нефгенасыщеннуто зону продуктивного пласта в нем суп твует строгое равновесие между компонентами системы "нефть-вода-поро; которое обеспечивает определенную нефтепроннцаемость. При попаданн пласт посторонней воды это равновесие нарушается и в пористой среде п исходит взаимное вытеснение двух несмешивающихся жидкостей, что веде снижению нефтепроницаемости пласта в призабойной зоне;

в) образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий. По мнению которых авторов образование водонефтяной смеси в пористой среде вы вается, с одной стороны, самопроизвольным диспергированием одной ф; жидкоеш во второй, а с другой - неравномерностью конту ра нефтеносност порах различного сечения. Образующаяся, таким образом, эмульсия под л ствием избыточных давлений проникает в пласт и, в конечном счете мо; привести к закупориванию пор, что является причиной частичной или пота утраты породой естественной проницаемости;

г) образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в резуль те взаимодействия фильтратов и пластовых жидкостей. Занимавшие часть рового пространства такие осадки уменьшают эффективный радиус пор,та! образом, закупоривают наиболее суженные их участки;

д) закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вме с фильтратом бурового раствора.К.Т.Багиров, В.Д. Тур и другие авторы, учая влияние фильтратов буровых растворов на проницаемость естествен! кернов, отобранных из продуктивного пласта, установили, что удельный нагнетаемого в керн фильтрата больше, чем выходящего, что свидетельств о том, что взвешенные частицы вместе с водой фильтруются через керн и да их значительная часть задерживается в поровом пространстве. Эти частит определенных у словиях взаимодействуют с пластовыми жидкостями, в резу тате чего происходит оседание их в призабойной зоне и постепенная за порка порового пространства. Причинами, снижающими проницаемост! призабойной зоне пласта, помимо вышеперечисленных, могут быть самоп извольный гидроразрыв пласта, механическое разрушение порового п странсгва порода коллектора в процессе бурения, образование газовой п грады из-за избытка газа и др. Степень влияния каждой из перечислен!] причин на естественную проницаемость коллектора можно определить тол! в конкретных у словиях. В этой же главе диссертации анализированы техно гические воздействия на продуктивный пласт в процессе его цементирован Установлено, что за короткое время контакта пласта-коллектора с пере щающейся массой цементного раствора объем проникающего в пласт фи трата цементного раствора несоизмеримо меньше объема фильтрата бурово

створа, и поэтому в процессе создания блокирующих зон коллекторов этот ктор шрает незначительную роль.

Далее приводятся одноступенчатые, двухступенчатые, манжетные и другие тоды цементирования нефтяных скважин и способы очнегки корки внутрен-ÍÍ их поверхности. Разработаны рекомендации по исследованию сгупен-гого цементирования в случаях, когда возникают трудности технического рактера, не позволяющие поднять уровень цементного раствора на тре-;мую высоту, и в случаях, когда затрубное пространство требуется заполнить леитом не сплошь,а раздельно. Приводятся технологии проведения цемен-ровання по указанным способам, указываются пути их дальнейшего совер-нствования. Особое внимание уделяется вопросам повышения эффектив-:ти технологии и очистки корки внутренней поверхности скважин. Дана лгка работы существующих оборудований, применяемых для проведения ;нологическнх операций, указаны их недостатки и предложены новые споил проведения очистки корки от внутренней поверхности скважины.

Наконец, отмечено, что вопросы прочности стенок скважин в настоящей юте не рассматриваются. Они представляют самостоятелышо проблему, тем iee, осложненную при условиях фильтрационных процессов в пористых оницаемых) средах с деформируемым скелетом. Однако имеющийся опыт цения подобных задач для однофазных сред окажется весьма ценным. Это -ледования казахстанской ппсолы механики горных пород (Ж.С. Ержанов), учету деформативной и прочностной анизотропии (Ш.М.. Айталиев, Ж.К. санов), пластичности неоднородности (М.Т. Алнмжанов), начаш>ный задел расчету концентрации напряжений в двухфазной (водонасыщенной) среде А. Алексеева), а также работы Б.М. Мардонова, Т.Б. Байтемнрова, Л.П. рошука и др.

Вторая глава работы посвящена разработке методики расчета продук-ности скважины при различных условиях ее подготовки. Для описания проса движения нефти в пласте использованы две у одели фильтрационной тео-[ жидкости. Согласно первой модели движение проду кта представляется радиально-симметричная фильтрация вязкой жидкости в пласте при по-янных значениях давления на контуре питания Рк и скважине Рс. При ис-ьзованнн этой модели принято, что коэффициенты проницаемости пласта и изи призабойной зоны могут быть различными. С этой целью рассмотрено только теоретических моделей, описывающих свойства проницаемости, адающнх кусочно-неоднородностыо, неоднородностью и анизагропней в забойной зоне. Для всех случаев приведена оценка влияния характера из-ения проницаемости на продуктивность пласта. Если обозначить через Qo юдуктивность пласта при неоднородной проницаемости, то согласно форе Дюпюи имеем

27tKh

Qo = цАр, П = -

ц ln(Rk/Rc)

где ^-коэффициент продуктивности,Ь- мощность пласта, К и ц -проницаемое! и вязкость жидкости, Як и Яс - радиусы контура питания и скважины.

В реальной ситуации, благодаря наличию глинистой корки, зон кольм; тацнн загрязнения, искусственной трещиноватостн и т.д., проницаемость пр! ствольной зоны может сильно отличаться от проницаемости остальной част пласта. Эти условия, имеющие место при подготовке скважины к зкеплуат; ции, учтены путем введения безразмерного параметра 8, характеризующег степень роста поверхностного сопротивления при Б>0 (глинистая корка, кол матация) или его снижения при Б<0 (декольматация, установлен фильтр выс< кон протщаемости и т.д.). В этом случае продуктивность реального пласт представлена по формуле:

<2 = МЗо С)

где

к = -

1п (Як/Яс) 1п (Як/Яс) +Б

(2)

где величина Б ("скин-эффект") в зависимости от характера изменения прош цаемости определяется по следующим формулам.

1. Проницаемость пласта меняется по кусочно-однородному закону

,К2 1 3 = 1--1

ш

И,

(3)

где К.1 - проницаемость в приствольной зоне, К: - остальной части, Ил -ради\ контура питания первой среды, <И. <111.

Как видно, уменьшение проницаемости (К2/К1 >1) приводит к уменьшени] гидропроницаемости пласта; при (К2/К1 <1) и Б<0, л>1,т.е. продук-тивност пласта увеличивается.

2. Проницаемость пласта в приствольной зоне скважины К.С<11<К.1 мен: ется непрерывно по закону:

5=

— -1 а

я.

1 к,

-1п Л а Кс

(4)

Яс

К = К2 (а - Ь -

1 - Я'с/Я| а = -; Ь

г

Яс/Яс

Кс

: К'с = -

Яс .

1-Яс/Я1 1-Яс/Я1

Кс - проницаемость стенки скважины.

К

На рис. 1 представлены кривые зависимости X от величии Я| / Яс при /Яс = 500 и различных значениях отношений К*= Кс /Кг. Из этих кривых ню,что увеличение продуктивности наблюдается, если К*< 1 и Я| / Яс > 1, то т продуктивности может иметь место, если К*> 1.

3. Проницаемость пласта в призабойной зоне обладает плоской аннзатро-й. По двум взаимо-перпендикулярным направлениям пласт имеет пронн-мости К| и Кг. В этом случае имеем

1+ а2 4__

Б = - 2 1п-, а = V К1/К2 (5)

2а

На рис. 2 представлена кривая зависимости X от а при Як/11с = 500 . Как ло, анизотропность призабойной зоны при равных условиях приведет к ту продуктивности. Например, если Як /Яс = 500, а=0,5, то Х= 1,1, если ),125, то

4. Пласт моделируется пористой деформируемой однородной изотроп-[ средой, насыщенной вязкой жидкостью. Движения такой среды описы-)тся системой уравнений Био-Френкеля

де дс Р—+ <2 —=Ь(\--\').

а- аЗе де

— — ' (6)

дт дт

1а 1а

е =--(ш). е =--(ги),

г дт т дт

и, и - перемещение твердых и жидких частиц, V и V - соответственно ско-тн, Р,С> и Я - постоягаше, характеризующие механические свойства сре-Ь= (ц /К)Г2, ц - вязкость жидкости, К - проницаемость, Г -пористость. При ользовании уравнений (6), в случае стационарного режима, формула (2) раняет свой вид, где параметр Б служит показателем фильтрационного ротивления твердой фазы (скелета породы). В данной работе формулы (1)-эбобщены в случае рассматриваемой модели среды.

5. Пласт содержит экранирующую поверхность г=Яэ (Яс<Яэ<Як), где ок жидкости пропорционален перепаду давления. В этом случае величины X вычисляются по формулам:

1п(Як /Яс)

X =-

8+1п(Яс/Я,) - (К1/К2) 1п(Я,/Ик)

(?)

Б =Р1+1п Як/Я^Яэ/Як)1^, К| I

М--,

Ко ц!-Я,

Ко - коэффициент пропорциональности.

Анализом формул (7) установлено, что при любых значениях параметра I фильтрационная сопротивляемость среды увеличивается и практически не з висит от отношения Яэ/Кс. Кроме того обнаружено, что при некоторых ког бинацнях параметров К1,К;ДэДс можно получить наибольшую эффективное; продуктивности пласта. На рис. 3 представлены кривые зависимости велич] ны к от отношения Яэ/Яс при Як/Яс=300 и различных значенш параметров К=К1/К: и Рь

Далее в работе формулы (7) обобщены на случай, когда экранирующий слс имеет конечную толщину. В этом слу чае у становлено, что наличие такого слс вблизи призабойной зоны может привести к существенному уменьшению пр( дуктивности пласта. В реальных условиях пласт не вскрывается на всю мои ность, а частично,-или часть пласта перекрывается обсадной колонной или ~л связь между пластовой и скважинной жидкостью осуществляется через перфорационные .-отверстия в колонне,что нарушает условие плоскорад альнон фильтрации жидкости. Для расчета продуктивности пласта пепол! зутогся различные приближенные формулы. При этом формула (2) также сохр; няет свой вид, гд§ .параметр Б представляется в виде суммы 8=81+82, где 8) 82 - показатели сопротивления, обусловленные несовершенством по степени характеру вскрытия пласта. В случае вскрытия части пласта использоват формулу Маскета.

В третьей главе работы проведены числовые расчеты по обоснованию вь бора технологических параметров подготовки скважины к эксплуатацш Как известно, для разработки технологических мероприятий с целью умень шения глубины проникновения фильтрата бурового раствора при вскрыта продуктивного пласта, определенный интерес представляет нахождение ра диуса фронта вытеснения пластового флюида при репресни на пласт. В сга цнонарных задачах этот радиус называется контуром питания Як и считаете известным. С момента эксплуатации скважины этот контур, вообще говоря является неизвестным, подлежит к определению. Для нахождения этого ради уса в общем случае необходимо найти решение стационарной задачи филь трации с неизвестной границей, что требует привлечения численных методов. В работе рассмотрен приближенный метод для определения контур; питания, предложенный Гудманом. *

Пользуясь этим методом, получено дифференциальное уравнение дш определения радиуса контура питания:

Ж А(Ю

_=-. (8)

дх А|(К)(К/6+1/12Я-1/3^)-А,1(К)((1/2)1пК-Я:/12-1/-4+1/ЗЯ)

К - 1

А(Я)=-,

ШпЯ-(1-8)(11-1)

Я

А,(Я)=-,

ШпЯ-(1-8)(Я-1)

11=111/Кс,т = х1/Ш2.

Уравнение-(8) интегрируется при начальных условиях Я=1 при т=0. На 4 представлены кривые зависимости 1п Я от 1пт при различных значениях <ак видно из графиков при постоянном перепаде давления между скважи-1 и контуром питания происходит постепенное расширение радиуса контура ания по времени. На рис. 5 приведены кривые зависимости хода жидкости от величины 1пт при различных значениях параметра 8. От-[а, расход жидкости до некоторого времени (5*1) остается постоянный и ее с ростом т асимптотически приближается к постоянной величине. 3 работе рассмотрена задача об определении фронта вытеснения пластового' эида, которая представляет интерес дтя изучения глубины проникновения шальных растворов при обработке призабойной зоны или тампонажа по-щающихрастворов.Составлено дифференциальное уравнение, описываю-процесс формирования контура питания в пласте, представленное моде-двухкомпонентной среды Бно-Френкеля.

В этой же главе произведены расчеты конкретных ныне действующих 1жин месторождения Северный Жолдыбай и предложены рекомендации по шчению их продуктивности. Выполнение дополнительной очистки внушен поверхности скважин при вскрытии нефтеносных коллекторов, вы-ающееся в увеличении проницаемости К.1, может привести, в зависимости арактера вскрытия, к увеличению продуктивности на 7-12° о. )аботаны рекомендации по выбору параметров технологических операций »величенпю продуктивности скважин, предложен рациональный способ ора диаметров отверстий и их количество в процессе выполнения работ по ытшо пласта.

На основе этих рекомендаций разработаны различные приспособления тройства дчя проведения работ по дополнительной очистке призабойной I скважины, а также удалению застойной зоны в процессе цементирования учшенщо качества перфорации в процессе вскрытия пласта (рис. 6 и 7).

1. Переводник для враще!шя колонны (рис. 6). Этот переводник пре; наз-начен для вращения колонны в процессе цементирования скважины. В многих случаях в процессе цементирования из-за больших каверн, а гак» несоблю-дения режима течения жидкости в стенках скважины образуются з; стойные зоны буровых растворов, которые остаются незамещенными цемент ным раствором. Места застойных зон характеризуются как некачественнс сцепле-ние цементного кольца с породой. Вращение колонны во время ц< менти-рования позволяет ликвидировать застойные зоны. Переводник состоя из ниппельной части 1, сердечника 2, упорного кольца 3, контрогайки 4, сал! ника 5, уплотнителъного кольца 6, муфтовой части 7. После спуска колоннь переводник наворачивается к последней трубе, а к муфтовой части 7 наворг чивается цементировочная готовка. После выхода буферной жидкости чер< башмак колонну необходимо вращать на первой скорости ротора до оконч* ния процесса цементирования скважины.

2. Устройство для очистки ствола скважины от глинистой корки (рис. 7). В время бурения скважины из-за плохого качества буровых растворов на стенка скважины образуются глинистые корки, которые отрицательно влияют н качество крепления скважины и снижают добычу нефти. Для удаления глишк той корки предлагается обработка ствола скважины, особенно призабойно зоны пласта, струей технической воды. Для этого необходимо использоваз перфорированный патрубок длиной 2 м. диаметром 6 мм в виде сетки. Эз трубу необходимо включить в компановку бурильного инструмента пост обратного клапана. Для создания давления в трубах над долотом установит обратный клапан или использовать цементировочную пробку. Бурильны инструмент 4 вместе с перфорированным патрубком 3 спускается в скважину, помощью обратного клапана 2, бросив шар, или с помощью цементировочно пробки в бурильных трубах создается давление, а струя жидкости, вытекаемо из отверстий, очищает глинистую корку. Для промывки призабойной зон пласта желательно использовать техническую воду.

Основные результаты и выводы

1. Предложены приспособления и устройства ;1ля очистки призабойнон ы от глинистой корки и удаления застойной зоны во время цементирования ажнны.

2. Предложены расчетные формулы для оценки продуктивности скважин четом неоднородности и структурного строения нефтяного пласта в приза-шой зоне.

3. Установлено, что наличие кусочно-неоднородных и двухфазных слоев в [ствольной зоне, в зависимости от их толщины и фильтрационного со-ттления, может привести к существенному увеличению продуктивности ста.

4. Предложена приближенная методика расчета радиуса вытеснения плас-ой жидкости при технологических мероприятиях, установлено, что в начале оты скважины в призабойной зоне происходит неравномерное вытеснение всости, далее этот процесс стабилизируется.

5. Разработаны теоретические предпосылки возможности увеличения дебн-некогорых конкретных действующих скважин с учетом у словий их вскры-

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Виталиев Е.А. Обратное цементирование эксплу атационной колонны ; последующим вращением. Экспресс информация (серия "Бурение") вып.N9, 1987, с. 9-11. Министерство нефтяной промышленности СССР. 2. Мардонов Б.М., КудаГгкулов А.К., Виталиев Е.А. Метод расчета филът-пп нефти в деформируемой пористой среде при стационарном режиме. Деп. НИИТИ, 5 е., 2.11.95 г.

3. Виталиев Е.А. Расчет влияния длины перфорированной области. Деп. НИИТИ, 7 е., 2.11.95 г. ■

Рис. 1. Кривые зависимости коэффициента продуктивности X от отношения Я I Як К;

— прп — = 500 и различных значениях параметра К*= —; 1-К*=5; 2 -К* -2 Их Яс Кг

3-К*=1,5; 4-К*=1; 5-К*=0,5; 6-К*=0,1.

Рис.2. Кривая зависимости коэффициента продуктивности от X параметра аннзатропии

4_

а = К.1/К: при Кк/Ис=500

Я1 Кк

1С. 3. Кривые зависимости X от отношения — при — =300 п различных значения

К 1 Яс Яс

рамегрои (С =— и р .

К :

1 - К=0.1; Р| =5; 2 - К =0.5; Р1 =1; 3 - К.= I; р, =0.1; 4-К=1,Р1 = 1.

с.4.Зависимость радиу са влияния Я от переменной т при различных значе-ях параметра 5; 1-3=1; 2-3=0,5; 3-3=0,25.

3 2 -I » 1 2 1

I О II 12 13/

Рис. 5. Кривые изменение расхода жидкости от т при различных значени-параметра 3; 1-3=0,25; 2-3=0,5; 3-3=1.

Рис.6. Переводник для вращения колонны 1. - Ниппельная часть. 2 - сердечник, 3 - упорное кольцо. 4 -контрагапка. 5 - сальник. 6 - уплопппельное кольцо, 7 - муфтовая часть.

Рис.7. Устройство для очистки ствола скважины от глинистой корки. 1 - долото, 2 - обратный клапан или цементировочная пробка, 3 - перфорнро ванный патрубок. 4 - продуктивные пласты. 5 - горные породы, 6 - бурильная колонка. 7 - буровой раствор.

Виталиев Ермек^али Акк;алиулы

Мунай пластары к,абаттарыныц коллекторлык касиеттерш сак;тай тырып уцгыны шегендеу.

Техника гылымдарынык кандидаты гылыми дэрежесш алу дис-ертациясы.

01.02.07 - сусымалы денелер, топырак, жэне тау жыныстары ме-аникасы.

Уцрыны 6ypfbmay жэне шегендеу барысындары 6ypfbmay epTiHflici ен цемент ерлндтержщ уцгы кабырталарына типзетт зияндары жэне лардын мунайдыц utbify ен1мд'т'|пне эсерлер1 толыяынан анык;талтан.

Мунай уцгысыныц ешмдкшпжц эр турл1 сатыда?ы есептердщ ме-эдикасы mbifapbmfaH. Сонымен к,атар мунайдын, пласт кабаттары арк,ы-ы скважина?а келушщ ece6i аныкталып, кейб1р кен алацдары уцлн актылы есептелген.

Уц^ыны шегендеуд1 жаксартуга арналган бфнеше курал-жаб-ык,тар жасалып ол енд1рюке енпзшген.

Bigaliev Yermekkali Akkalievich

Well casing with maintenance of collector characteristics of oil bearing poll

The thesis for candidate's degree (technical sciences)

01.02.07 - mechanics of dry substances, sifils and mining rocks

Mas been determined negative elTects of drilling and tamponage solutions on e walls during the process of drilling and casing and also an effect of these factors i productivity.

Has been developed design technique of productivity at different conditions 'preparation. And also has been made design technique of oil filtration through a Hector into well and specifically has been calculated on some fields.

With purpose of improvement well casing has been invented and adopted in dustry some devices.