Анализ эффективности применения перфорации при вскрытии пластов нефтяных месторождений

Сравнительный анализ различных методов перфорации. Классификация кумулятивных перфораторов и характеристика зарядных комплектов к ним. Использование технологии щелевой перфорации для решения проблем вторичного вскрытия пласта в условиях Западной Сибири.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 19.06.2013
Размер файла 2,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Геологии и нефтегазового дела

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

Направление (специальность) Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Выпускная квалификационная работа

(на соискание квалификации бакалавр)

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПЕРФОРАЦИИ ПРИ ВСКРЫТИИ ПЛАСТОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Студент гр. 2Б51 Мусинов П.Г.

Руководитель Ильина Г.Ф.

Заведующий кафедрой

Квеско Б.Б.

Томск - 2009 г.

РЕФЕРАТ

Объектом исследования являются различные методы перфорации при вскрытии пластов нефтяных месторождений: пулевая перфорация, кумулятивная перфорация, гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая щелевая перфорация, комплексная технология вторичного вскрытия пласта.

Цель работы - проведение сравнительного анализа существующих и применяющихся различных методов перфорации.

В результате исследования был произведен сравнительный анализ эффективности применения различных методов перфорации. Выявлено превосходство гидромеханической щелевой перфорации и комплексной технологии вторичного вскрытия пласта по сравнению с другими методами перфорации при вскрытии пластов нефтяных месторождений.

Рассмотрены особенности различных способов перфорации на примере месторождений Западной Сибири. Рассмотрен и проанализирован выбор

Дипломная работа выполнена в текстовом редакторе Microsoft Word, таблицы и графики выполнены в Microsoft Excel, рисунки в графической программе Corel Draw 14, презентация в Microsoft Power Point. Дипломная работа представлена на CD диске (в конверте на обороте).

Введение

Перфорация - это процесс образования отверстий в обсадных колоннах, цементном камне и пласте с помощью специальных скважинных аппаратов - перфораторов. Основной задачей перфорации скважин является вскрытие продуктивных пластов в крепленных обсадной колонной скважинах. Скважины с перфорированным забоем нашли самое широкое распространение. Вскрытие продуктивных пластов во многом обусловливает продуктивность и нефтегазоотдачу, поэтому является одним из важнейших этапов ввода скважины в эксплуатацию после бурения или ремонтных работ.

В настоящее время существует три основных способа перфорации: прострелочно-взрывной, гидропескоструйный и механический. Для перфорации скважин применяют в основном стреляющие перфораторы (кумулятивные и пулевые) и в небольшом объеме гидропескоструйные и сверлящие перфораторы. Однако, область и масштабы применения гидропескоструйного метода постоянно расширяются.

Эффективность прострелочно-взрывных работ (ПВР) определяется следующими параметрами:

· глубина пробиваемого канала;

· угол фазировки;

· плотность зарядов на 1 м;

· диаметр отверстия, образовавшегося в результате перфорации.

Эти параметры влияют на скин-эффект S, который свидетельствует о наличии или отсутствии дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне и фактически является показателем качества вскрытия продуктивного пласта. Таким образом, цель состоит в том, чтобы выбрать систему перфорации для снижения влияния скин-эффекта, следовательно, для увеличения притока жидкости из скважины.

На практике коэффициент S зависит от плотности перфорации n, глубины пробития каналов, их взаимного расположения, а также повреждений коллектора на стенках перфорационных каналов в результате воздействия кумулятивной струи.

Влияние диаметра канала перфорации dк ощутимо при сравнительно малой длине каналов перфорации. Как показали испытания, диаметр перфорационных отверстий, превышающий 12-14 мм, несущественно влияет на степень гидродинамического совершенства скважины. В настоящее время пробитие каналов такого диаметра обеспечивается многими перфораторами, которые используются на практике при ПВР.

Основное влияние на прискважинную зону пласта оказывают длина каналов и плотность перфорации. Размеры каналов в свою очередь определяются пробивной способностью перфораторов и петрофизическими особенностями коллектора. Правильно выбранная фазировка по спирали или шахматной сетке обеспечивает наилучший приток флюида в скважину.

Целью выпускной квалификационной работы являлся анализ существующих и применяющихся различных методов перфорации.

Из изложенного следует, что наиболее важным при проведении ПВР являются глубина проникновения и эффективная плотность выстрелов. Именно в этом направлении совершенствуют свое оборудование компании, занимающие приоритетные позиции в производстве такого вида продукции. К ним в первую очередь следует отнести Schlumberger, Halliburton, Owen, Oil Tools, Goex, Dinamit Nobel, ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика».

1. Виды перфорации

1.1. Пулевая перфорация

Действие пулевых перфораторов основано на метании пуль по принципу огнестрельного оружия за счет энергии расширения пороховых газов. Они представляют собой стреляющие аппараты, имеющие стальной корпус, в котором размещены зарядные каморы, стволы, заряжаемые пулями и воспламенительные устройства. Средствами воспламенения служат электровосспламенители, электрозапалы и пиропатроны. Для инициирования взрыва зарядов бризантных взрывчатых веществ используются капсюли-детонаторы, электродетонаторы, взрыватели, взрыва-патроны и детонирующие шнуры. Спуск в скважину пулевых перфораторов осуществляется на каротажном кабеле.

По принципу устройства пулевые перфораторы делятся на перфораторы с горизонтальным расположением стволов (т.е. перпендикулярным к продольной оси перфоратора) и перфораторы с вертикально-криволинейными стволами.

Перфораторы с горизонтальным расположением стволов, кроме того, подразделяются на перфораторы залпового действия (все пули выстреливают почти одновременно) и селективного или полуселективного действия.

На рисунке 1.1.1 показан перфоратор ПВН90Т. Перфораторы этого типа имеют удлиненные крупнокалиберные стволы длиной до 500 мм и диаметром (калибром) пули до 25 мм, благодаря чему приобретают кинетическую энергию, значительно большую, чем у ранее применявшихся перфораторов.

Рисунок. 1.1.1- Пулевой перфоратор ПВН90Т: 1 - пиропатрон; 2 - головка; 3 - пуля; 4 - секция; 5 - опорный диск; 6 - резиновая пробка; 7 - пороховой заряд; 8 - переходник; 9 - наконечник

Объемы работ по вторичному вскрытию пласта с применением пулевых перфораторов невелики, так как данные перфораторы имеют следующие недостатки: недостаточная пробивная способность в условиях вскрытия пластов, сложенных из плотных пород; сложность сборки и заряжания; повышенная опасность при перевозке и обращении; большая масса; малая производительность; застревание большого количества пуль в стенках обсадной колонны и необходимость фрезерных работ для их удаления.

1.2. Кумулятивная перфорация

1.2.1. Классификация кумулятивных перфораторов и характеристика зарядных комплектов к ним

Кумулятивная перфорация основана на пробивном действии высокоскоростных струй из полужидкого металла, образующихся при взрыве кумулятивного заряда.

По принципу устройства кумулятивные перфораторы подразделяют на две основные группы, различающиеся способом герметизации помещенных в них кумулятивных зарядов: корпусные и бескорпусные. В корпусных перфораторах все заряды и средства инициирования помещены в общий герметичный корпус, извлекаемый из скважины после выстрела. В бескорпусных перфораторах каждый заряд заключен в индивидуальную герметичную разрушающуюся оболочку. Общий корпус или индивидуальная оболочка должны выдерживать определенное гидростатическое давление и температуру внешней среды.

В свою очередь, корпусные кумулятивные перфораторы подразделяются на перфораторы многократного использования (с неразрушающимся корпусом) и перфораторы однократного использования (с простреливаемым корпусом), а бескорпусные - на полуразрушающиеся (с извлекаемым из скважины каркасом) и полностью разрушающиеся.

Кумулятивные перфораторы в зависимости от технологии работ и устройства спускают в скважину на бронированном грузонесущем одножильном геофизическом кабеле или на насосно-компрессорных трубах. Инициирование зарядов преимущественно групповое (залповое), но может быть полуселективным (отдельными группами) и селективным (отдельными зарядами). Любой перфоратор состоит из механической части (корпус или каркас, головка, наконечник, груз) и зарядного комплекта с расходными деталями (кумулятивные заряды, детонирующий шнур, взрывной патрон, электропроводка, детали герметизации).

Кумулятивный заряд для перфорации скважин состоит из прессованной шашки взрывчатого вещества, в кумулятивную выемку которой вложена или впрессована металлическая облицовка, а с противоположной стороны строго по центральной оси заряда расположен промежуточный детонатор. Заряд заключен в оболочку, которая в случае бескорпусных перфораторов должна быть полностью герметичной и выдерживать давление и температуру окружающей среды. Размеры и форма зарядов определяются внутренним диаметром корпуса или (для бескорпусного перфоратора) внутренним диаметром обсадной колонны или НКТ. Оболочки зарядов изготавливались из бумажной массы, пластмассы или металла (сталь, цинк). В настоящее время такие оболочки считаются морально устаревшими, и предпочтение, несмотря на удорожание, отдается оболочкам зарядов, изготовленным точением, штамповкой с последующей доводкой, с применением технологии порошковой металлургии с калибровкой, что позволяет обеспечить более высокую точность изготовления. Оболочки зарядов в бескорпусных перфораторах делаются из хрупких материалов - алюминиевых сплавов, упрочненного стекла, ситалла или керамики. Требование хрупкости к оболочке при взрыве зарядов бескорпусных перфораторов вытекает из необходимости легкого освобождения скважины от посторонних предметов после перфорации.

Термобаростойкость зарядов для бескорпусных кумулятивных перфораторов ограничены характеристиками используемых в них взрывчатых материалов и прочностными характеристиками оболочек, сильно зависящими от сочетания давления и температуры окружающей среды.

Взрыв кумулятивного заряда происходит следующим образом. После взрыва детонатора (инициирующего ВВ) по кумулятивному заряду распространяется волна детонации, которая двигается от места взрыва вдоль оси заряда к основанию кумулятивной выемки. Волны детонации под большим давлением сжимают металлическую воронку. При этом металл с внутренней стороны воронки начинает течь как жидкость и частично(до 20-30 %) попадает в кумулятивную струю, распространяющуюся вдоль оси заряда со скоростью 6-8 км/с. Образовавшаяся кумулятивная струя достигая преграды, оказывает на нее давление (порядка 1010 Па) и проникает в нее на определенную глубину. На рисунке 1.2.1.1 показаны разрезы основных типов перфораторов и зарядов к ним.

Рисунок 1.2.1.1- Поперечные разрезы основных типов кумулятивных перфораторов и зарядов к ним: а - корпусный многократного использования (ПК); б - корпусный однократного использования (ПКО); в - бескорпусный частично разрушающийся с извлекаемым каркасом (ПКС); г - бескорпусный полностью разрушающийся (ПР); 1 - внутренний контур обсадной колонны или колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); 2 - корпус перфоратора; 3 каркас; 4 - оболочка заряда; 5 - шашка BB; 6 - облицовка кумулятивной выемки; 7 - промежуточный детонатор; 8 - детонирующий шнур (ДШ); 9 - детали герметизации бокового отверстия для прохода кумулятивной струи; f расстояние от основания кумулятивной выемки заряда до первой преграды (внутренней стенки корпуса перфоратора, уплотнения бокового отверстия в корпусе, оболочки заряда); б - полный угол раствора конической облицовки кумулятивной выемки; d3 - диаметр шашки кумулятивного заряда.

1.2.2. Корпусные кумулятивные перфораторы

Корпусный кумулятивный перфоратор представляет собой полый цилиндрический стальной корпус, закрытый сверху головкой, содержащей электроввод для присоединения к кабелю или, в случае спуска перфоратора на насосно-компрессорных трубах, взрывной механизм. В корпусе перфоратора монтируются кумулятивные заряды со средствами инициирования - детонирующим шнуром, взрывным патроном.

Соединения между деталями корпусного перфоратора загерметизированы с помощью резиновых уплотнителей, поэтому весь зарядный комплект не соприкасается с жидкой средой, окружающей перфоратор. Благодаря этому предельная термобаростойкость корпусных перфораторов значительно выше, чем у бескорпусных.

Другой положительной особенностью корпусных кумулятивных перфораторов является значительно меньшее повреждение обсадной колонны и затрубного цементного камня благодаря тому, что основное воздействие разлетающихся продуктов детонации осколков оболочек зарядов и других остатков от зарядного комплекта воспринимается неразрушающимся корпусом.

Корпусные кумулятивные перфораторы многократного использования типа ПК имеют толстостенный цилиндрический корпус, в котором просверлены боковые отверстия, располагаемые по осям помещенных в корпус кумулятивных зарядов. Каждое боковое отверстие герметизируется дюралевой или стальной пробкой, которая вставляется или ввинчивается в стенку корпуса. Оси соседних зарядов и соответственно боковых отверстий взаимно сдвинуты на фазовый угол 90°, что обеспечивает расположение каналов перфорации в стенках скважины по спирали. Такое расположение каналов способствует получению высокого коэффициента гидродинамического совершенства скважины при минимальном вредном воздействии на обсадную колонну и затрубный цементный камень.

Корпус перфоратора типа ПК изготавливают из высокопрочной высоколегированной орудийной стали, обладающей высокой сопротивляемостью многократному действию взрывных нагрузок. Сверху и снизу в корпус перфоратора ввинчивают головку и наконечник, изготовляемые из хромистой стали марки 40Х. Для достижения высокой прочности все эти детали подвергаются термической обработке.

На рис. 1.2.2.1 показано корпусный перфоратор типа ПК.

Рисунок.1.2.2.1- Кумулятивный корпусный перфоратор многократного использования (типа ПК105-7): 1 - кабельный наконечник; 2 - электроввод; 3 головка; 4 - корпус; 5 - кумулятивный заряд; б - уплотнение бокового отверстия; 7 - ДШ; 8 - электропровод; 9 - взрывной патрон; 10 - контактный диск; 11 - наконечник; 12 - резиновые уплотнительные кольца

Корпусные кумулятивные перфораторы однократного использования типа ПКОМ (рис. 1.2.2.2) имеют корпус в виде сплошной трубы или кожуха (без боковых отверстий), толщина стенки которых значительно меньше, чем у перфораторов многократного использования типа ПК. Они рассчитаны на сминающее действие внешнего гидростатического давления и должны выдерживать не разрушаясь один взрыв группы кумулятивных зарядов. Для корпусных перфораторов однократного использования максимально допустимое давление зависит от диаметра, толщины стенки и механической прочности стали. Нижний предел допустимого внешнего давления определяется прочностью корпуса-трубы на разрыв при взрыве группы зарядов и составляет 10-50 МПа в зависимости от типоразмера перфоратора, механических характеристик корпуса-трубы, величины зарядов, плотности перфорации и т.п.

Рисунок 1.2.2.2- Кумулятивный корпусный перфоратор однократного использования типов ПКО73М и ПКО89М: 1 - корпус; 2 - переходник; 3 - головка; 4 - наконечник; 5 - монтажная лента (каркас); 6 - кумулятивный заряд; 7 - вкладыш; 8 - взрывной патрон

Величина кумулятивных зарядов благодаря большему внутреннему диаметру корпуса ПКОМ при таком же (или близком) наружном диаметре, как у перфораторов ПК, может быть больше, что обеспечивает большую пробивную способность и позволяет уменьшать плотность перфорации.

Перфораторы ПКОМ отличаются также широким проходным отверстием в соединительных муфтах корпуса, что позволяет заряжать перфоратор длинными сборками зарядов на одном каркасе (без промежуточных соединений) и таким образом простреливать за один спуск большие интервалы (11-13 м).

Общие достоинства корпусных перфораторов однократного использования: относительно высокая пробивная способность, термостабильность и термобаростойкость; возможность простреливания за один спуск большого интервала продуктивного пласта с желаемой плотностью перфорации; возможности контроля срабатывания всей группы зарядов по наличию, форме и размерам отверстий, простреленных в корпусе (или кожухе) перфоратора.

Недостатком этой группы перфораторов является большой расход металла (корпусов-труб, секций, опорных втулок). Однако так как эти детали изготовляют из менее дефицитных сталей, чем детали у перфораторов ПК, этот расход не существен по сравнению с общим расходом металла, идущим на строительство скважины (износ бурильных труб и HKT, обсадная колонна и т.п.). Другой недостаток корпусных кумулятивных перфораторов однократного использования - ограничение их применения по величине минимально допустимого внешнего гидростатического давления из-за возможного разрушения корпуса от взрыва зарядов при давлениях ниже допустимых значений.

1.2.3. Бескорпусные кумулятивные перфораторы

Наиболее широкое применение имеют бескорпусные полуразрушающиеся кумулятивные перфораторы типа ПКСУЛ (рис. 1.2.3.1). В перфораторах этой группы заряды, заключенные в разрушающиеся (стеклянные, ситалловые, базальтоситалловые) оболочки, смонтированы в стальных лентах, соединены в длинные гирлянды, на концах которых подвешивают груз. Оси зарядов взаимно повернуты на фазовый угол 180° (вместо 90° у корпусных и разрушающихся перфораторов). Инициирование взрыва зарядов производится посредством взрывного патрона (ПВ) и детонирующего шнура, находящихся в контакте со скважинной жидкостью и под ее давлением. Взрывной патрон располагается в нижнем конце перфоратора над грузом, так что детонация всей гирлянды производится снизу вверх. Такая схема детонации обусловлена тем, что в случае отказа части зарядов будет уменьшена опасность прихвата перфоратора в обсадной колонне разрушившимися (но не взорвавшимися) выше расположенными зарядами.

Рисунок.1.2.3.1- Бескорпусный (ленточный) кумулятивный перфоратор: 1 - кабельный наконечник; 2 - головка перфоратора;3 - стальная монтажная лента; 4 - кумулятивный заряд; 5 - детонирующий шнур; 6 - электроввод; 7 - взрывной патрон; 8 - груз

После полного срабатывания зарядов деформированный ленточный каркас легко извлекается из скважины вместе с грузом. Осколки оболочек зарядов и других деталей оседают в зумпф скважины или удаляются промывкой. Монтажные отверстия в ленточном каркасе увеличиваются, благодаря чему можно судить о полноте взрыва каждого заряда.

Бескорпусные полуразрушающиеся кумулятивные перфораторы типа ПРК отличаются от ленточных перфораторов типа ПКСУЛ массивным стальным каркасом, имеющим профиль сегментного сечения, который в несколько деформированном виде извлекается из скважины после отстрела. Полностью разрушаются только оболочки зарядов из достаточно хрупкого литого алюминиевого сплава, осколки которых остаются в скважине. При этом часть осколков опускается в зумпф скважины, а остальные удаляются из нее промывкой.

Благодаря применению стального массивного каркаса с сегментным профилем центр массы поперечного сечения перфоратора ПРК сдвинут по отношению к его центральной оси. Учитывая, что ось скважины в подавляющем большинстве случаев имеет некоторый наклон к вертикали, перфоратор ПРК самоориентируется так, что все заряды, расположенные в одну сторону (т.е. с фазовым углом, равным нулю), оказываются прижатыми своими крышками к стенке обсадной колонны. Благодаря этому исключается более чем у половины зарядов дополнительная преграда на пути кумулятивных струй - значительный слой жидкости в скважине.

Существенной особенностью ПРК является также система возбуждения детонации зарядов через боковую поверхность их хвостовой части, что высвобождает пространство для размещения более крупной шашки BB кумулятивного заряда и позволяет прокладывать дублирующую нитку ДШ. Это в условиях малых радиальных габаритов значительно повышает надежность и эффективность работы перфоратора. В целях достижения высокой пробивной способности шашка BB совместно с медной облицовкой кумулятивной выемки запрессована непосредственно в алюминиевую оболочку заряда. Важной особенностью перфораторов ПРК является эффект самоудаления пестов из пробитых каналов путем продувки последних продуктами детонации зарядов. Предположительно этот эффект достигается благодаря концентрации потока газообразных продуктов детонации, вытекающих вслед за кумулятивной струей и проникающих в пробитый канал ранее песта из-за значительно большей скорости движения. Концентрация потока продуктов детонации обеспечивается конусообразной полостью в крышке заряда. Пест выбрасывается из канала возвратным движением продуктов детонации.

Перфораторы ПРК применяют в основном для вскрытия продуктивных пластов при депрессии с герметизацией устья скважины кабельным лубрикатором при уже спущенной колонне HKT.

После отстрела перфораторов ПРК из скважины извлекают головку и каркас вместе с кабельным наконечником, которые (кроме каркаса) используют многократно. По деформации каркаса судят о полноте срабатывания кумулятивных зарядов.

Бескорпусные кумулятивные разрушающиеся перфораторы типа ПР, КПРУ (рис. 1.2.3.2).

Рисунок 1.2.3.2- Бескорпусные кумулятивные малогабаритные перфораторы разрушающиеся (а -ПР54, 6-КПРУ65): 1 - кабельный наконечник; 2 - головка-груз; 3 - кумулятивный заряд; 4 - соединительное звено с передаточным зарядом (у ПР54); 5 - ДШ (у КПРУ65); 6 - электропровод; 7 - взрывной патрон; 8 - наконечник

перфоратор щелевой кумулятивный зарядный

В перфораторах ПР43 и ПР54 заряды, заключенные в герметичные оболочки из алюминиевого сплава, соединяют в длинные гирлянды с помощью звеньев из того же металла. Заряды в перфораторах КПРУ65 соединяются между собой в гирлянду посредством соединительных обойм из алюминиевого сплава. В зависимости от расположения зарядов в обоймах перфоратор КПРУ65 может иметь поперечный размер 65 и 89 мм. Оси зарядов в перфораторах данной группы взаимно повернуты на фазовый угол 90°. Оболочки и соединительные звенья зарядов разрушаются при взрыве на осколки различного размера. Перфораторы этого типа спускают в скважину так же, как вышеописанные ПРК, в основном через уже спущенные HKT.

В разрушающихся перфораторах ПР54 и ПР43 применена оригинальная схема возбуждения детонации без использования детонирующего шнура: в соединительных звеньях помещены передаточные шнуровые заряды, сделанные из пластичного BB. В КПРУ65 используется детонирующий шнур по обычной схеме.

В разрушающихся перфораторах взрывной патрон расположен в нижнем конце гирлянды зарядов, а дополнительные разъемные грузы - над головкой перфоратора вокруг кабеля. Головка является основным грузом.

Преимущество этих перфораторов: большая пробивная способность по сравнению с корпусными, высокая производительность работ, хорошая проходимость в скважинах, заполненных вязкими и тяжелыми растворами.

Недостатки этих перфораторов: отсутствие ориентирования зарядов в обсадной колонне, оставление в скважине большого количества осколков и остатков от перфораторов и невозможность контроля полноты детонации каждого заряда.

Разрушающиеся перфораторы типа ПР и КПРУ имеют те же области применения, что и вышеописанные полуразрушающиеся ПРК.

1.3. Торпедирование

Торпедный перфоратор ТПК применяют для перфорации обсадной колонны и одновременного разрушения призабойной части пласта с целью улучшения условий притока жидкости к скважине.

Применение торпедных перфораторов особенно целесообразно при вскрытии пластов, представленных плотными породами с плохими коллекторскими свойствами.

Торпедирование скважин производят посредством взрыва в них специальных зарядов ВВ (торпед). Торпедирование скважин применяется с целью:

· обрезания или отвинчивания бурильных труб при прихвате инструмента;

· вскрытия продуктивного горизонта;

· разрушения забоя скважины для улучшения условий притока жидкости;

· разрушения упущенных или оставленных в скважине металлических предметов с целью облегчения дальнейшей проходки скважины.

Торпедирование скважин при ликвидации прихватов может быть произведено с целью отвинчивания либо обрыва прихваченных труб. В первом случае после приложения к колонне свинчивающего усилия и натяжения, разгружающего соединительную муфту от давления верхних труб, против отвинчиваемой трубы производят взрыв заряда из детонирующего шнура. При взрыве за счет удара в муфте, находящейся против заряда, происходит кратковременное, но сильное ослабление резьбового соединения. Под действием свинчивающего момента верхняя часть колонны слегка поворачивается, позволяя в дальнейшем отвернуть резьбовое соединение точно в этом месте. Заряд торпеды состоит из одного или нескольких детонирующих шнуров в водонепроницаемой оболочке (ДШ-В), смонтированных вдоль стального троса.

К нижнему концу троса присоединен груз; к верхнему - специальная головка, позволяющая возбуждать взрыв детонирующего шнура. Выбор заряда ТДШ определяют по диаметру труб и гидростатическому давлению в месте взрыва.

Для обрыва труб применяют также негерметичные торпеды с легкими алюминиевыми оболочками марки ТШ, снаряженные шашками из флегматизированного гексогена.

1.4. Невзрывные способы вскрытия продуктивных пластов

1.4.1. Гидропескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации пробивание каналов в стенках скважины осуществляется струей жидкости, содержащей 50-100 кг/м3 хорошо отсортированного кварцевого песка или другого абразивного материала. Струи истекают из насадок (сопел) перфоратора (рис. 1.4.1.1) при перепаде давления в насадке 10-50 МПа со скоростью 150-250 м/с.

Рис.1.4.1.1- Гидропескоструйный перфоратор АП6М-100: 1 - корпус перфоратора; 2 - насадки (сопла истечения жидкости); 3 - центратор; 4 - шар опрессовочного клапана; 5 - шар клапана; 6 - хвостовик

В процессе истечения абразивной струи из насадок гидропескоструйного перфоратора образуются каналы - щели с высокой проницаемостью, вокруг которых не возникает уплотнение породы и не происходит деформации цементного камня или колонны. Перфоратор спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и в случае необходимости закрепляют в обсадной колонне гидравлическим фиксирующим устройством. Абразивную смесь с жидкостью подают к перфоратору через HKT с помощью группы (два-восемь) мощных насосных агрегатов, расположенных у устья скважины. Рабочие жидкости подбирают с учетом физико-химических свойств пластов-коллекторов и насыщающих их флюидов; может быть использована углеводородно-кислотная эмульсия, пластовая вода, водный раствор хлористого кальция с добавками ПАВ. Кварцевый песок, добавляемый в жидкость, может применяться различных фракций.

Однако стендовые испытания и промысловая практика показали, что лучшие результаты дает песок фракции 0,5-0,8 мм. Применение песка больших фракций приводит к ухудшению работы насосных агрегатов, выпадению песка во всасывающих шлангах и клапанных коробках насосов.

За полчаса действия абразивная струя способна пробить стенку обсадной колонны, затрубный цементный камень и создать в горной породе средней крепости канал диаметром примерно 60 мм и длиной около 50 см. Диаметр канала или каверны в горной породе при ГПП значительно больше, чем при кумулятивной. При осуществлении щелевой ГПП возможно увеличение глубины вскрытия пласта в 1,5-2 раза. Путем вращения или продольного перемещения аппарата можно создавать глубокие кольцевые или вертикальные щели в стенках скважины и породе.

Однако, пробивная способность ГПП, в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации, с увеличением глубины скважины и с повышением гидростатического давления до 5-10 МПа падает более заметно (длина канала в 2 раза, а диаметр в 1,3 раза), что можно объяснить прекращением процесса кавитации в струе жидкости с указанным ростом окружающего давления, а также увеличением с глубиной прочностных характеристик горных пород.

Область и масштабы применения этого метода постоянно расширяются. Если в начальный период он использовался только как высоко эффективное средство вскрытия пластов, то теперь стал применяться в качестве специального мероприятия, предшествующего осуществлению гидроразрыва или другим операциям по установлению гидродинамической связи пласта со скважиной, особенно в условиях развития коллекторов трещинного типа.

Наилучшие результаты ГПП дает при подготовке к гидроразрыву пластов, особенно в водонагнетательных скважинах. В ряде случаев ГПП обеспечивает более эффективное вскрытие пластов, чем кумулятивная и пулевая перфорация.

Гидропескоструйная перфорация имеет следующие недостатки: большая стоимость добычи и транспортирования отсортированного кварцевого песка (или другого высококачественного абразивного материала); применение специальных рабочих жидкостей; установка нескольких мощных насосных агрегатов и их быстрый износ от действия абразива; ограничения по глубине скважин (до 4 км) из-за недостаточной прочности HKT и мощности насосных агрегатов; размывание цементного затрубного камня; невозможность создания депрессии во время перфорации.

Работы по ГПП выполняют бригады по капитальному ремонту скважин.

1.4.2. Перфорация сверлением

Сверлящие перфораторы позволяют проводить вскрытие продуктивных пластов без ударного воздействия на элементы крепления скважины.

Наибольшая эффективность их применения достигается при вскрытии маломощных нефтеносных пластов; объектов, где нефте - и водоносные пласты разделены тонкой неустойчивой перемычкой; пластов с близкорасположенными BHK и ГНК; при избирательном вскрытии объектов, представленных чередованиями проницаемых и уплотненных пропластков; при создании отверстий для заливки цемента в межтрубное пространство под давлением при проведении ремонтных работ в скважинах с многоколонной конструкцией. Недостатками сверлящего перфоратора являются большая сложность конструкции, малая длина перфорационного канала, низкая производительность работ и ограничения по глубине спуска аппарата (из-за электропотерь в кабеле).

2. Применение комплексной технологии вторичного вскрытия пласта

При первичном и вторичном вскрытии пласта происходит ухудшение фильтрационных характеристик (проницаемости) пласта по следующим причинам:

1. кольматация околоствольного пространства механическими частицами буровых растворов;

2. набухание коллектора в результате попадания в пласт фильтрата технологических растворов;

3. адсорбция компонентов фильтрата бурового раствора и жидкости перфорации на поверхности пор;

4. выпадение в осадок солей в результате низкой совместимости жидкости глушения с пластовой водой.

Влияние бурового раствора на проницаемость пласта обусловливается прежде всего проникновением фильтрата и твердых частиц раствора в коллектор. Уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) в результате кольматации ее глинистыми минералами и фильтратом бурового раствора при первичном и вторичном вскрытии является основной причиной несоответствия реального и потенциального дебита скважин выходящих из бурения. Это изменение проницаемости оказывает влияние на дебит скважины в течение длительного периода, практически до тех пор, пока причины вызывающие это явление не будут устранены. Степень снижения проницаемости при этом зависит от типа глинистого материала, его дисперсности, природы обменных катионов, свойств фильтрата и зоны его проникновения в пласт. Последняя для низкопроницаемых коллекторов вследствие малого объема пор и усиления действия капиллярных сил может быть значительной и играет определяющую роль. Так, по данным геофизических исследований скважин, зона проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивные пласты может достигать 150 см.

В этих условиях большое значение придается таким перфорационным системам, которые позволяют обеспечить максимальную глубину пробиваемого канала.

Однако, использование перфорационных систем с глубоким проникновением кумулятивной струи, с оптимальным количеством и пространственным расположением каналов, как показывает практика, не всегда гарантирует качественную гидродинамическую связь пласт-скважина. Поэтому технология вторичного вскрытия пласта должна быть комплексной и предусматривать помимо глубоко проникающей перфорации также механизм разрушения (удаления) веществ, кольматирующих поверхность коллектора и перфорационных каналов.

С учетом вышесказанного компанией ООО «Сервис-нафта» была разработана комплексная технология вторичного вскрытия пласта, включающая глубоко проникающую перфорацию (не менее 600-700мм), реагентную разглинизацию и освоение скважины свабированием, эжекторным насосом или насосом, используемым для подъема продукции из скважины, с одновременным проведением гидродинамических и геофизических исследований. Разработка технологии предназначенной для устранения негативного влияния кольматации ПЗП была основана на результатах исследования механизма процессов кольматации призабойной зоны и диспергирования глинистых минералов при взаимодействии с различными химическими реагентами.

Использование глубоко проникающей перфорации с оптимальным количеством каналов позволяет обеспечить минимальное сопротивление, вызванное характером вскрытия пласта, и предотвратить отрицательное влияние поляризации на фильтрацию флюидов (до 400-450 мм за цементным камнем).

Реагентная разглинизация относится к физико-химическим методам воздействия. Она позволяет переводить глинистые минералы в тонко дисперсное состояние с последующим растворением и удалением их из коллектора, восстанавливая его первоначальную проницаемость. Разработаны и прошли испытания в лабораторных и промысловых условиях рецептуры используемых химических реагентов. Реагентная разглинизация, в качестве элемента комплексной технологии, используется с целью устранения кольматации коллектора и поверхности перфорационных каналов. Таким способом достигается надежная гидродинамическая связь пласта со скважиной. Реагентная разглинизация может проводиться как последовательно после перфорации, так и одновременно, тогда перфорация производится из раствора реагента разглинизатора. Не вызывает трудностей проведение реагентной разглинизации при работе с эжекторным насосом, конструкция которого позволяет проведение технологических операций с растворами химических веществ. Экологическая безопасность реагентов и их многотоннажное производство, использование стандартной техники и технологии, применяемых при КРС, доказанная эффективность использования технологии также способствовали включению реагентной разглинизации в технологический цикл комплексной технологии вторичного вскрытия пласта.

Освоение скважин производится указанными выше методами и, как правило, не вызывает принципиальных трудностей, также как и проведение геофизических и гидродинамических исследований.

Комплексную технологию применяют в разведочных, добывающих, нагнетательных, горизонтальных скважинах, скважинах выходящих из консервации, а также в «сложных» скважинах, в которых применение стандартных технологий малоэффективно.

Стадия разведки нефтяного месторождения характеризуется минимальной информацией о термобарических, емкостных и фильтрационных свойствах коллектора и физических свойствах насыщающих его флюидов. На основании результатов, полученных при вторичном вскрытии продуктивных пластов в разведочных скважинах, принимается ряд принципиальных решений. Поэтому к вскрытию, освоению и исследованию таких скважин предъявляются особые требования:

1. получение притока флюида в скважину максимально близкого к потенциальному значению, т.е. соответствующего фильтрационным характеристикам пласта (отсутствие кольматации призабойной зоны, минимальное несовершенство по степени и характеру вскрытия), вязкости пластовой нефти, и депрессии на пласт;

2. проведение комплекса гидродинамических, промысловых, геофизических и геохимических исследований, а также исследований состава и свойств пластовой и разгазированной нефти, газа и воды.

Только в 2002 году проведены работы по вторичному вскрытию пласта, освоению и исследованию 20 разведочных скважин месторождений Западной и Восточной Сибири, Самарской и Саратовской обласастей с использованием комплексной технологии. По каждой скважине было составлено заключение, в котором изложены полученные результаты и выводы. Принципиально важным является то, что по всем скважинам после обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) не отмечается кольматация призабойной зоны, величина скин-фактора близка к нулю или имеет отрицательное значение.

Аналогичные требования предъявляются к вторичному вскрытию пласта в скважинах выходящих из бурения и предназначенных для добычи нефти на уже разведанных площадях. Такие работы выполняются на скважинах эксплуатационного бурения Самарской области, что обеспечивает высокие начальные дебиты скважин. Так в 2001 проведены работы на 7 скважинах, средний дебит нефти составил 43 т/сут, в 2002 году работы выполнены на 18 скважинах, средний дебит составил 54,6 т/сут. Гидродинамическими исследованиями доказано отсутствие кольматации призабойной зоны пласта, что свидетельствует об эффективности используемой технологии.

При использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита добывающих скважин не предъявляются такие жесткие требования к объему проводимых работ и исследований, как в случае работы на разведочных скважинах. Отличительной особенностью при работе на добывающих скважинах является возможность определения технологической эффективности проводимых работ путем сравнения технологических показателей до и после ОПЗ. При этом дебит скважины до ОПЗ при сравнении с текущим дебитом условно принимается постоянным без учета естественного уменьшения дебита во времени.

В таблице 2.1 приведены значения дебита скважин месторождений Самарской области до и после ОПЗ с использованием технологии ООО «Сервис-нафта». В таблицу включены результаты по скважинам с низким исходным дебитом (до 5 т/сут), средним значением дебита (от 5 до 30 т/сут) и высоким для месторождений Самарской области значением дебита (более 30 т/сут). Во многих случаях имело место кратное увеличение дебитов скважин в два и более раз, что свидетельствует об эффективности использования комплексной технологии для воздействия на призабойную зону пласта. Характерно, что эффект получен на скважинах с различным исходным дебитом. Следует обратить внимание на значительное изменение дебита при ОПЗ малодебитных скважин. Следовательно, применение разработанной технологии может быть использовано для перевода малодебитных скважин в фонд рентабельных скважин.

Таблица 2.1 -- Повышение дебитов скважин при использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта

№ П/П

№ скв.

Месторождение

Пласт

Дата ОПЗ

Среднесуточный дебит, т/сут

Изменение среднесуточного дебита, т/сут

Относительное изменение среднесуточного дебита, %

До ОПЗ

После ОПЗ

1

327

Ново-Запрудненское

Д'1'

11.1999

1.7

29.9

28.2

1759

2

326

Ново-Запрудненское

Д1'

03.2000

0.9

19.0

18.1

2111

3

163 бис

Радаевское

С1а+Б2

04.2000

1.0

4.3

3.3

430

4

433

Бел.-Чубовское

Бо

05.2000

0.4

15.8

15.4

3950

5

215

Казанское

С1(Б2)

05.2000

0.7

7.4

6.7

1057

6

614

Алакаевское

Д1'

06.2000

7.8

18.7

10.9

240

7

614

Алакаевское

Д1

06.2000

7.8

18.7

10.9

240

8

151

Чаганское

Д3

06.2000

3.8

15.2

11.4

400

9

15

Радаевское

С1а+Б2

06.2000

2.6

21.2

18.6

815

10

220

Чаганское

Д1

07.2000

3.5

22.0

18.5

629

11

220

Казанское

С1(Б2)

07.2000

1.5

5.0

3.5

333

12

150

Чаганское

Д3

08.2000

28

62.0

34.0

221

13

240

Ново-Запрудненское

Дк

09.2000

5.8

25.0

19.2

431

14

118

Сев.-Дмитровское

Д2

10.2000

1.8

7.7

5.9

428

15

115

Славкинское

Б2

01.2001

60.0

80.4

20.4

134

16

184

Екатерининское

Д1

02.2001

62.2

127.3

65.1

205

17

611

Комсомольское

БП

06.2001

2.8

19.4

16.6

683

18

12316

Комсомольское

БП

04.2001

10.9

16.5

5.6

152

19

185

Радаевское

С1+С1а

11.2001

12.4

14.7

2.3

118

20

8340

Комсомольское

БП

11.2001

4.0

8.0

4.0

200

21

27

Озерское

Б2

12.2001

13.8

20.7

6.9

150

22

69

Осиновское

Д1

05.2002

22.6

31.8

9.2

141

23

53

Казанское

Б2(С1)

06.2002

16.8

22.5

5.7

134

24

118

КР.гор.

Б2(С1)

07.2002

11.8

17.7

5.9

150

ИТОГО:

11.9

26.3

14.4

221

Для высокодебитных скважин характерно получение относительно большого количества дополнительной нефти. Так, в результате ОПЗ скв № 184 Екатерининского месторождения (дебит до ОПЗ 62,2 т/сут), получено дополнительно 7498 тонн нефти, а в результате ОПЗ скв №115 Славкинского месторождения (дебит до ОПЗ 60,0 т/сут) получено дополнительно 4554 тонны нефти, что, в среднем, почти в два раза выше средней величины накопленной дополнительной нефти для скважин данного региона.

Полученный в течение ряда лет фактический материал позволяет доказать реальную эффективность работ с использованием комплексной технологии. Для исключения случайных величин технологические показатели целесообразно было проследить не по отдельным скважинам, а по группе скважин. Для анализа использовались показатели по 18 скважинам (пласты А4,Б2,С2, ДК) 8 месторождений НГДУ «Сергиевскнефть» ОАО «Самаранефтегаз». ОПЗ на этих скважинах произведена в относительно короткое время, в основном, с мая по сентябрь 2000 г., что было удобно для обработки результатов в реальном масштабе времени. Анализ показал, что коэффициент успешности составил 78%, увеличение дебита после ОПЗ составило в среднем 6,3 т/сут при среднем дебите до ОПЗ 6,7 т/сут, т.е. имело место увеличение производительности скважин практически в два раза.

На рис.2.1 показано изменение среднесуточного суммарного дебита нефти по этим скважинам после ОПЗ с использованием комплексной технологии. На рис.2.2 показано увеличение накопленной дополнительно добытой нефти в течение двух с половиной лет после начала проведения ОПЗ. На рис.2.3 показано поквартальное изменение дополнительно добытой нефти после ОПЗ.

Рисунок 2.1- Изменение среднесуточного суммарного дебита нефти после ОПЗ с использованием комплексной технологии

Рисунок 2.2- Увеличение накопленной дополнительно добытой нефти в течение двух с половиной лет после начала проведения ОПЗ.

Рисунок 2.3- Поквартальное изменение дополнительно добытой нефти после ОПЗ

На основании анализа промысловых данных можно сделать следующие основные выводы:

· использование разработанной технологии позволяет кратно увеличить дебит добывающих скважин после ОПЗ, в среднем, в два раза;

· количество дополнительно добытой нефти в результате ОПЗ составило в среднем более 3,5 тысяч тонн/ скв;

· продолжительность работы группы скважин с дебитом выше первоначального (продолжительность суммарного эффекта) превышает два года.

Таким образом, проведенными работами доказана технологическая эффективность использования комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для увеличения дебита добывающих нефтяных скважин.

Создание (увеличение) приемистости нагнетательных скважин, используя комплексную технологию вторичного вскрытия пласта, стало возможным после адаптации технологии с учетом противоположного по сравнению с добывающими скважинами направления фильтрации жидкости и особенностями удаления из ПЗП продуктов реакции. В таблице 2.2 приведены результаты использования модификации комплексной технологии к условиям нагнетательных скважин. По всем скважинам получена приемистость при реальных значениях давления на устье скважин. Величина приемистости соответствует технологическим требованиям.

Таблица 2.2 -- Создание приемистости нагнетательных скважин при использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта

№ скв.

Месторождение

Дата ОПЗ

Приемистость

до ОПЗ

после ОПЗ

897

Мухановское

09.2001 г.

150 атм - отсутствовала

80атм - 480 м3/с

90 атм - 570 м3/с

100 атм - 720 м3/с

1060

Мухановское

10.2001 г.

110 атм - отсутствовала

70атм - 680 м3/с

80 атм - 760 м3/с

936

Мухановское

10.2001 г.

130 атм - отсутствовала

80атм - 520 м3/с

100 атм - 620 м3/с

996

Мухановское

11.2001 г.

130 атм - отсутствовала

80атм - 430 м3/с

90 атм - 500 м3/с

100 атм - 570 м3/с

К «сложным» скважинам условно относятся скважины, которые трудно освоить традиционными методами. Причины такого поведения скважин в большинстве случаев вызваны нарушениями технологического режима бурения. К этому типу скважин можно отнести также скважины, находившиеся в консервации в течение длительного времени. В таких скважинах происходит «глубокая» кольматация твердой составляющей и фильтратом бурового раствора, что препятствует их освоению.

Комплексная технология вторичного вскрытия пласта опробована на ряде таких объектов. В качестве примера, приведем результаты использования технологии на скв. № 732 и 734 Белозерско-Чубовского месторождения. Характерным для этих скважин был крайне низкий приток нефти, при периодической эксплуатации он составлял 0,09 т/сут, в то время как скважины расположенные вблизи устойчиво работали с дебитом 15-30 т/сут. Продуктивный пласт Дк сложен мелкозернистыми средней плотности кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями алевролитов и глин, имеет нефтенасыщенную толщину 8-16 м, пористость 16-18 %, проницаемость 0,15-0,3 мкм2 . Несоответствие дебитов скважин и физических параметров пласта указывало на возможность кольматации ПЗП в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта.

На указанных скважинах в течение трех лет проводились мероприятия с целью увеличения притока. Такие мероприятия как свабирование со снижением уровня жидкости в НКТ даже до глубины 2500м, повторная перфорация зарядами ПКС-80, неоднократные кислотные обработки не позволили решить поставленную задачу.

На скважинах № 732 и 734 проведен полный комплекс вторичного вскрытия пласта с освоением скважины с помощью ЭЦН при максимальном понижении уровня флюида. В результате выполненных работ скважины работают в непрерывном режиме с дебитом безводной нефти равным, соответственно, 16,8 и 19,8 т/сут. Приведенный пример свидетельствует об эффективности использования комплексной технологии в так называемых сложных случаях.

Отличие технологии ОПЗ горизонтальных скважин от технологии ОПЗ вертикальных или наклонных скважин определяется, во-первых, углом наклона ствола скважины в продуктивном коллекторе и протяженностью вскрытого коллектора (до 100 и более метров) и, во-вторых, конструктивными особенностями скважины (открытый ствол, наличие фильтра).

В случае открытого ствола, удаление кольматирующих пласт глинистых минералов методом реагентной разглинизации не вызывает принципиальных трудностей. Требуется только корректировка количества и концентрации используемых реагентов.

В большинстве случаев горизонтальные скважины оборудуются фильтрами на проволочной основе для предотвращения выноса песка. В этом случае достижение взаимодействия реагентов с глинистой коркой по всей поверхности коллектора проблематично. В случае продавки реагентов, они будут фильтроваться в пласт по отдельным участкам с наибольшей проницаемостью. Поэтому эффект скорее всего может быть вызван очисткой зазоров фильтрующего элемента от глинистых минералов.

Промысловые испытания технологии проведены в 2002 году на шести горизонтальных скважинах Комсомольского месторождения ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», оборудованных проволочным фильтром. Основные результаты приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 -- Изменение дебита нефти горизонтальных скважин Комсомольского месторождения после ОПЗ.

№ скв

Дата ОПЗ

до ОПЗ

после ОПЗ

КВУ, м3/сут (Ндин,м)

дебит н. т/сут

КВУ, м3/сут (Ндин,м)

дебит н. т/сут

4394-г

03.09.02.

-

3,0

-

13,0

4448-г

23.09.02.

6,6 (1109)

-

20,1 (827)

18,0

4326-г

26.09.02.

6,0 (800)

-

11,0 (536)

8,0

6108-г

26.11.02.

-

3,4

-

2,0 (90%)

4395-г

26.11.02.

-

3,4

-

20,0

4376-г

03.12.02.

-

9,9

-

18,0

Сопоставление параметров до и после ОПЗ показывает, что в пяти из шести скважин получено кратное увеличение дебита или притока нефти в скважину, определенного по КВУ, в среднем, в 3,4 раза. Представляет интерес проследить динамику дебита этих скважин и оценить величину и продолжительность эффекта.

Общим для всех приведенных выше случаев применения комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для увеличения дебита (приемистости) скважин является то, что все они проведены на скважинах вскрывших терригенный коллектор. Первая попытка адаптировать данную технологию к специфическим условиям карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения (Республика Эвенкия) была предпринята с целью подтверждения наличия нефти в этих пластах.

Адаптация проводилась по двум основным направлениям: оценка возможности использования применяемых химических реагентов; уточнение технологии проведения работ с учетом особенностей распределения пустотного пространства и, как следствие, особенности механизма кольматации таких пород.

Анализ показал, что качественные изменения химических реагентов не требуются.

Изменение технологии проведения работ связаны, в основном, с особенностями процесса кольматации, что обусловлено особенностями строения коллектора. На основании анализа результатов исследования керна, выполненных различными авторами, были выделены основные особенности продуктивного коллектора, которые определяют характер кольматации. К ним относятся наличие вертикальных и горизонтальных трещин, высота которых достигает 150-200 мк, наличие в вертикальных трещинах продуктов вторичных процессов, уменьшающих их проницаемость, практическое отсутствие пустотного пространства в матрице коллектора.

При указанных условиях, наряду с образованием на поверхности перфорационных каналов глинистой корки, возможно глубокое проникновение коллоидных частиц глинистого раствора в пласт и, как следствие, кольматация его не только на поверхности перфорационных каналов, но и в трещинах на значительном удалении от скважины. Поэтому при проведении работ на скважинах Юрубчено-Тохомского месторождения была предусмотрена продавка реагентов в среднем на 5м от скважины с учетом реального объема открытого пустотного пространства.

Такая технология была впервые испытана на скважинах №39 и № 53 в 2001 году и использовалась при вторичном вскрытии на скважинах №№ 37, 89 и 105 в 2002 году. В скважинах №№ 39, 53 и 37 получен приток нефти, хотя у ряда специалистов до проведения этих работ прогноз о наличии нефти в районе этих скважин был не утешительным.

Однако, несмотря на положительные результаты, полученные при испытании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта, разработанной ООО «Сервис-нафта», в скважинах, вскрывших карбонатные коллектора, эта задача не может считаться решенной полностью.

3. Использование технологии щелевой перфорации для решения проблем вторичного вскрытия пласта в условиях Западной Сибири

3.1. Состояние проблемы в настоящее время и способы ее решения

Способ перфорации обсадной колонны должен обеспечивать создание перфорационных каналов, позволяющих без осложнений длительное время и с полной отдачей эксплуатировать продуктивный пласт. Основная масса работ по вторичному вскрытию продуктивного пласта выполняется прострелочно-взрывным способом с использованием главным образом кумулятивных перфораторов. Исследования в этой области направлены на создание более совершенных зарядов, обеспечивающих глубокое пробитие и высококонцентрированную струю. В последнее время созданы заряды, способные пробивать стандартную бетонную мишень API на глубину от 184 до 775 мм при диаметрах входного отверстия от 4,6 до 25,0 мм. Однако, на практике не во всех случаях использование таких зарядов даёт желаемые результаты. Увеличение мощности взрыва неизбежно влечёт за собой более сильное воздействие на обсадную колонну, что увеличивает вероятность заколонных перетоков и связанных с этим осложнений (прорыв газа, быстрое обводнение продукции и т. д.). Кроме того, кумулятивные перфораторы пробивают эксплуатационную колонну точечно, поэтому вскрываются не все флюидопроводящие каналы продуктивного пласта и, следовательно, не реализуются полностью его потенциальные возможности. Особенно это касается трещинных коллекторов, где перфорационный канал может попасть не в трещину, а в матрицу горной породы. При этом любая его протяжённость не обеспе...


Подобные документы

  • Понятие приведенного радиуса скважины, особенности техники ее перфорации. Основные виды перфорации и перфораторов. Схема обвязки поверхностного оборудования при работе по замкнутому циклу. Специальные рабочие жидкости. Характеристика насосного агрегата.

    презентация [853,8 K], добавлен 29.08.2015

  • Характеристика пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения. Методы вскрытия продуктивного пласта. Техника и технология гидропескоструйной перфорации. Анализ технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения.

    дипломная работа [3,8 M], добавлен 11.03.2017

  • Основные этапы и закономерности проведения, а также обоснование целесообразности гидропескоструйной перфорации, используемые методы, подбор оборудования. Анализ эффективности использования данного метода, разработка и оптимизация новых технологий.

    дипломная работа [1,4 M], добавлен 20.12.2015

  • Методы вскрытия пласта. Геологическая характеристика месторождения, физико-механические свойства пород, пластовое давление. Наличие подошвенных и локальных вод и их гидрогеологическая характеристика. Пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная перфорация.

    реферат [16,9 K], добавлен 19.03.2012

  • Анализ месторождения и его тектонического строения. Рассмотрение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта. Анализ схемы процесса, закачки рабочих агентов и сбора продукции. Расчет расхода воды и песка, потребляемого для гидропескоструйной перфорации.

    курсовая работа [2,9 M], добавлен 06.04.2019

  • Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015

  • Выбор и обоснование комплекса геофизических методов для выделения пластов-коллекторов. Анализ условий вскрытия, обоснование метода вскрытия пластов. Выбор метода вскрытия пласта и типоразмера перфоратора в зависимости от геолого-технических условий.

    курсовая работа [489,6 K], добавлен 16.11.2022

  • Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.

    курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011

  • Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.

    курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014

  • Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.

    курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010

  • Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.

    дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014

  • Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений. Разработка межсолевой залежи, система поддержания пластового давления и ее эффективность.

    курсовая работа [4,6 M], добавлен 11.01.2017

  • Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта. Коллекторские свойства пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Природный режим залежи. Методы, улучшающие условия фильтрации за счёт первичного и вторичного вскрытия пласта.

    курсовая работа [59,4 K], добавлен 25.06.2010

  • Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.

    презентация [259,8 K], добавлен 30.03.2010

  • Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Згурицкого месторождения. Современное состояние и перспективы развития технологии проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны нефтяных скважин, условия наибольшей эффективности.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 19.12.2014

  • Причины загрязнения призабойной зоны пласта. Исследование процесса кольматации при вскрытии нефтяных и газовых залежей. Проявление скин-эффекта при изменении проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения и очистки твердыми частицами.

    реферат [3,9 M], добавлен 11.05.2010

  • Исследование методов вскрытия нефтяных залежей. Освоение скважин. Характеристика процесса технологических операций воздействия на призабойную зону пласта. Измерение давления и дебита скважин. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр.

    контрольная работа [53,2 K], добавлен 21.08.2016

  • Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.

    отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014

  • Краткая геолого-промысловая справка по Коробковскому участку Бавлинского месторождения. Конструкция скважин. Разработка рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии и глушения скважины. Компоновка бурильной колонны.

    дипломная работа [3,7 M], добавлен 13.07.2010

  • Вторичное вскрытие пласта перфорацией. Технические характеристики кумулятивных перфораторов. Описание и работа перфорационной системы. Фильтрация флюидов в местах сужения порового пространства. Подготовка перфорационной системы к использованию.

    курсовая работа [8,5 M], добавлен 23.05.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.