Анализ применения кумулятивной перфорации с целью повышения добычи нефти на Пызепском месторождении на территории Удмуртии

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Курсовая работа

Тема:

Анализ применения кумулятивной перфорации с целью повышения добычи нефти на Пызепском месторождении на территории Удмуртии

Содержание

Введение

1. Общие сведения

2. Виды перфорации и типы перфорации

2.1 Перфораторы механического действия

2.2 Пулевые перфораторы

2.3 Кумулятивные перфораторы

3. Влияние условий в скважине на эффективность вскрытия пластов перфорацией

3.1 Перфорация при репрессии

3.2 Перфорация на депрессии

3.3 Гидродинамическое совершенство скважин

3.4 Скважинная жидкость

Заключение

Список литературы

Введение

На современном этапе к геофизическому исследованию скважин (ГИС) относят и специальные работы в связи с чем чаще стала встречаться аббревиатура ГИРС. Которое, включает в себя: технология первичного вскрытия, цементирование и вторичное вскрытие (перфорации). Каждый из перечисленных этапов является самостоятельным технологическим процессом и оказывает соответствующее воздействие на продуктивные пласты.

Проведение ремонтных работ в скважинах в процессе их эксплуатации, также оказывает отрицательное воздействие на продуктивные пласты и зачастую, завершается повторной перфорацией. При традиционной технологии первичного вскрытия достигается лишь 50-70% потенциальной продуктивности, а в низкопроницаемых пластах 25-45% [7].

Выбор темы дипломной работы связан с тем, что автор, работая коротажником перфораторщиком в комплексно-перфораторной партии ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис», совмещая функции взрывника, непосредственно на производстве занимается решением задач связанных со вскрытием продуктивных пластов.

Опираясь на опыт проведенных работ, можно сказать, что не существует какого-то одного метода или технологии обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), которая подошла бы для обработки любой скважины. Каждая скважина индивидуальна, имеет геолого-технологические строение и гидродинамическую обстановку. Поэтому, прежде чем предложить тот или иной метод обработки, специалистами собирается вся имеющаяся информация об объекте обработки: геолого-технологическое строение, история эксплуатации, гидродинамические параметры и т.п. Только собрав и проанализировав полученную информацию, Заказчик предлагает проведение того или иного метода интенсификации добычи нефти.

Целью данной работы является изучение особенностей проведения прострелочно-взрывных работ (ПВР) для вскрытия продуктивных пластов.

Перфорация обсадных колонн прострелочно-взрывной аппаратурой на кабеле и на НКТ для вскрытия продуктивных пластов. Установка взрыв-пакетов и желонок с цементным раствором для разобщения и изоляции пластов.

Задачи, решаемые в работе можно сформулировать следующим образом:

· изучение видов перфорации и принципа их действия;

· изучения влияния вскрытия пластов при репрессии скважины

· изучение влияния вскрытия пластов при депрессии скважины

· изучение гидродинамического совершенств скважин

· изучение свойства применяемых скважинных жидкостей.

При написании данной работы использовалась учебная, справочнуая, научно техническую, фондовою (фонды ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис») литературу, а так же Интернет-ресурсы.

Автор выражает благодарность начальнику Полазненского УГР Сальникову В.В., гл. инженеру Шарапову Р.В. за предоставленные материалы, полезные рекомендации и своевременные консультации.

1. Общие сведения

За последние годы геофизические методы Прострелочно Взрывные Работы (ПВР) прочно вошли в практику подсчета запасов нефти и газа.

На примере Пызепского месторождения рассмотрим методики исследования и обработки геофизической информации, применяемые на территории Удмуртской Республики, а также проведём анализ их эффективности на основании полученных результатов.

Пызепское месторождение находится на территории Кезского административного района Удмуртской Республики, в 50 км восточнее г. Глазова, в 37 км севернее пос. Кез.

Район месторождения относится к Верхнекамской возвышенности. Это одна из наиболее возвышенных частей республики с наивысшей абсолютной отметкой 310.3 м (севернее д. Сосновка). В основном поверхность месторождения характеризуется отметками 251-270 м над уровнем моря. В долинах рек отметки снижаются до 198.6 м. Район месторождения относится к бассейну р. Лопья, впадающей в р. Чепца. Непосредственно на месторождении берут начало реки и речки Васькина, Возешурка, Кузи, Тугейка, Чумошурка, Караужанка, Пызеп и др.

Климат умеренно-континентальный и. по сравнению с остальной территорией республики, более суровый и влажный. Период с отрицательной температурой начинается с последней декады сентября и продолжается до половины апреля. Около половины территории занимают леса (в основном хвойные). Свободные от лесов земли заняты сельскохозяйственными угодьями и лугами. Почвы дерновые и слабоподзолистые.

Автомобильные дороги в районе работ местного значения и в период весенне-осенней распутицы они закрываются для движения большегрузного транспорта. В 35 км южнее в широтном направлении проходит железная дорога Киров-Пермь.

На территории месторождения имеются деревни Сосновка, Тугей, Петухово, Киршинки, Ягварь. Основное занятие населения - сельское хозяйство (мясо-молочное животноводство и зерновое хозяйство).

Основу энергетической системы района составляет действующая ЛЭП-35 квт. Источником питьевого снабжения могут служить пресные воды верхнепермского водоносного комплекса. Техническое водоснабжение может осуществляться за счет подачи воды из многочисленных рек.

Краткая история геологических и геофизических исследований

В 1968 году в пределах месторождения сейсморазведочной партией 2/68 Удмуртской геофизической экспедиции были проведены площадные работы Метод Отраженных Волн (МОВ), в результате которых было выявлено Пызепское поднятие.

В 1978 г. сейсморазведочной партией 4/75Ухтинской Геофизической Экспедиции (УГЭ) по отражающим горизонтам перми, карбона и девона оконтурено и детализировано Пызепское поднятие.

В 1987-90 годах сейсморазведочной партией 1/87-90 были проведены площадные работы Метод Общей Глубинной Точки (МОГТ), в результате которых был уточнен структурный план Пызепской структуры.

В 1980 г. в соответствии с утвержденным планом работ Пызепское поднятие вводится в глубокое поисковое и разведочное бурение.

В 1985-89 годах Завьяловской экспедицией объединения «Удмуртгеология» для уточнения сейсмогеологической характеристики и уточнения геологического строения Пызепского поднятия были пробурены 7 структурно-параметрических скважин с общим метражом 6238 м.

Тектоника

Пызепское поднятие расположено в пределах Верхнекамской впадины и приурочено к границе перехода Бородулинско-Фокинской ее части в Верхнеобвинскую зону Вятско-Камской части, Сочленение осуществляется через сложно-ступенчатый склон.

Ниже приводится характеристика нефтеносности залежей.



Рисунок 1

По отложениям верейского горизонта (пласт B-II) размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 1210 м составляют 8.0х4.5 - 3.7 км, угол падения слоев западного крыла - 0020I, восточного - 0030I, амплитуда поднятия - 13 м. Генезис поднятия - тектоно-седиментационный.

По результатам поисково-разведочных работ на площади признаки нефтеносности пород установлены в отложениях верейского горизонта (пласт В-II) и башкирского яруса (пласты А4-0, А4-1) среднего карбона.

Вскрытие продуктивных пластов проводится дважды: первичное - в процессе бурения, вторичное - перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Освоение скважины - это особый технологический цикл, который завершает ее строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважин зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии первичного и вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта.

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типа и размера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

· толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;

· расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

· пластовое давление и температура в интервале перфорации;

· число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;

· максимальный угол отклонения скважины от вертикали;

· состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;

· свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.

В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы.

Рисунок 2

В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

Пласты с подошвенной водой и газовой «шапкой» перфорируются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, неоднородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.

2. Виды перфорации и типы перфораторов

В мировой и отечественной практике нефтегазодобывающей промышленности прострелочные перфорационные работы в нефтяных и газовых скважинах по видам и объемам применения распределяются следующим образом:

Рисунок 3

Вскрытие пластов кумулятивной перфорацией может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового)

Для вторичного вскрытия пластов применяются различные перфораторы, в зависимости от способа воздействия на пласт.

Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией. По методике проведения перфорацию подразделяют на перфорацию при репрессии и перфорацию при депрессии на пласт.

Перфораторы механического действия

Пулевые перфораторы

Кумулятивные перфораторы

Перфорация является важным элементом при строительстве скважины и её эксплуатации, т.к. должна осуществлять качественную связь пласта коллектора со скважиной. От качества проведения перфорации зависит создание оптимальных режимов эксплуатации, продолжительность работы скважины, её дебит, обводненность продукции и последующее безаварийное проведение различных геолого-технических мероприятий и технологических операций.

Наиболее эффективной на данный момент считается кумулятивная перфорация, производится как на геофизическом кабеле, так и на трубах НКТ.

Рисунок 4. Кумулятивные заряды

Кумулятивные перфораторы отличаются применением специально сформированных зарядов взрывчатого вещества, при взрыве которого образуется кумулятивная струя газа, способная пробивать мощные преграды. Высокая пробивная способность кумулятивных перфораторов обеспечивается большими скоростью струи и давлением на фронте волны.

Формирование перфорационных каналов в пласте, полученных с помощью кумулятивных зарядов, имеет следующие особенности. При схлопывании металлической облицовки от детонации заряда в кумулятивную струю переходит только примерно 10% ее массы. Остальная часть формируется в стержне сигарообразной формы и движущемся со скоростью приблизительно 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем головная часть струи, этот, так называемый, пест может застревать в уже образовавшемся перфорационном канале и частично или полностью закупоривать его. При проникании струи в преграду расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно превышает диаметр струи. Однако за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уплотнение породы вокруг канала, так и разрыхление ее.

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Рисунок 5

В практике используют кумулятивные перфораторы нескольких типов, отличающиеся способом крепления кумулятивного заряда, его мощностью и габаритными размерами аппаратов. По способу герметизации зарядов кумулятивные перфораторы делят на корпусные и бескорпусные. По типу размещения зарядов применяют кумулятивные перфораторы примерно двадцати типоразмеров: корпусные (ПК, ПКО), ленточные ПКС, разрушающиеся (КПР) и раскрывающиеся (ПКР).

Рисунок 6

Корпусные кумулятивные перфораторы, с помощью которых выполняется большой объем работ по вскрытию продуктивных пластов в России, оказывают наименьшее нежелательное взрывное воздействие на обсадную колонну и заколонное цементное кольцо, поскольку основную часть энергии взрыва зарядов воспринимает на себя корпус перфоратора. Из перфораторов типа ПК более распространены перфораторы многоразового и одноразового действия.

Рисунок 7

К перфораторам многоразового использования относятся перфораторы типа ПК-105. Корпус этого перфоратора имеет окна, герметизируемые стальными пробками и резиновыми уплотнителями.

Возможность неоднократного использования корпуса перфоратора удешевляет выполнение работ, а наличие более тонкой, в сравнении с самим корпусом, стальной пробки, сказывается на увеличении длины пробиваемого в породе канала. К недостаткам этого перфоратора необходимо отнести более высокое, чем у перфораторов одноразового использования, фугасное воздействие на крепь скважины и ограничение по длине сборки - 3 метра [2].

Рисунок 8

Основное отличие перфоратора однократного использования состоит в том, что корпус перфоратора выполнен из сплошной стальной трубы, а кумулятивные заряды монтируются на каркасы с различной фазовой ориентацией.

Таблица 1

Техническая характеристика корпусных перфораторов многоразового действия

Помимо сниженной фугасности, перфораторы однократного использования более просты при заряжании, имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление. К данному типу также относятся модульные перфораторы ПМИ. Их главная особенность в том, что секции перфоратора представляют собой модули, заряженные в заводских условиях. Система передачи детонации между модулями позволяет производить быструю сборку гирлянды перфоратора, исключая возможные ошибки при сборке перфоратора. При этом максимальная длина сборки перфораторов спускаемых на каротажном кабеле может достигать 300 метров.

Таблица 2

Техническая характеристика корпусных перфоратоов одноразового действия

Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорить проведение прострелочно-взрывных работ, так как вскрываемая за один спуск перфоратора толщина пласта может достигать 30 м. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно производить вскрытие при спуске их внутри насосно-компрессорных труб. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно выше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединительных деталей, которые в последующем могут привести к осложнениям при эксплуатации скважин [1].

Рисунок 9

Таблица 3

Техническая характеристика бескорпусных перфораторов

Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах страны наибольшее распространение нашли перфораторы в стеклянных оболочках ПКС-80, ПКС-105, ПКС-65, из разрушающихся -- перфораторы с зарядами в литых алюминиевых оболочках КПРУ-65, ПР-54.

3. Влияние условий в скважине на эффективность вскрытия пластов перфорацией

3.1 Перфорация при репрессии

перфорация прострелочный взрывной продуктивный пласт

Перфорацию при репрессии осуществляют в условиях не герметизируемого устья и заполнения скважин утяжелённым раствором, который предотвращает открытый выброс нефти или газа, но отрицательно сказывается на проницаемости Призабойная зона пласта (ПЗП) и продуктивности скважин.

При репрессии пласт перфорируют без герметизации устья, так как скважину заполняют плотной жидкостью, предотвращающей фонтанирование. Такая перфорация является наиболее простой, но может снизить проницаемость пласта и, следовательно, производительность скважины. Поэтому перфорацию при репрессии рекомендуют применять в хорошо проницаемых и малозагрязненных пластах, способных самоочищаться при дальнейшей эксплуатации. Желательно, чтобы скважинная жидкость достаточной плотности не содержала твердой фазы.

Этот метод реализуется при помощи перфораторов типа ПК-105, ПКС или ПРК и является наиболее распространённым, поскольку он прост и обеспечивает высокую производительность. Кроме того, эти перфораторы не оказывают разрушающего воздействия на крепь скважины.

· В целом, использование перфораторов многократного применения усиливает негативные последствия рассматриваемого метода, к которым следует отнести возможность попадания из скважины в пласт твёрдых фракций и скважинной жидкости, что приводит к снижению проницаемости ПЗП. К негативным последствиям метода относится, также, возможность возникновения аварийных ситуаций за счёт разрыва пласта во время перфорации и последующего интенсивного поступления в скважину газа и газожидкостной смести из пласта.

Качество гидродинамической связи пласта и скважины определяется размером перфорационных каналов, их числом, расположением, воздействием кумулятивной струи на околоствольную зону вокруг каналов перфорации и особенностями взаимодействия пород и флюидов пласта с промывочной жидкостью.

При перфорации разрушение песчаников происходит по паутинообразной системе трещин. Крупные трещины расходятся радиально от оси канала.

В карбонатных породах вдоль каналов образуется полоса уплотнения до 1 см, препятствующая гидравлической связи с зоной образовавшейся трещиноватости.

При наращивании плотности перфорации на 1 погонный метр снижается гидродинамическая эффективность. При этом ударная волна, распространяемая при последующих взрывах кумулятивных зарядов, приводит к дополнительной кольматации уже имеющихся каналов.

Диаметр перфорационных каналов должен быть не менее 6-8мм, угол 60 или 90 градусов. Длина каналов должна превышать глубину изменённой части коллектора в 1.5 раза.

Вскрытие продуктивных интервалов длиной более 3 - метров, как и наращивание плотности перфорации, требует повторных отстрелов перфоратора, что, из-за возникающих ударных волн и пульсаций пузыря продуктов взрыва, усугубляет загрязнение пласта и закупоривает перфорационные каналы. Однако при вторичном вскрытии пластов с одновременной интенсификацией при помощи кислот или специальных растворов, повторные перфорации играют положительную роль, так как способствуют проникновению жидкости интенсификации в пласт, тем самым, увеличивая проницаемость коллекторов.

3.2 Перфорация на депрессии

Перфорация скважин при депрессии является более прогрессивным методом по сравнению с перфорацией на репрессии. Условия проведении перфорации: устье должно быть герметично, оборудовано фонтанной арматурой, скважина заполнена облегчённой перфорационной жидкостью, нефтью, дизельным топливом или газом. Если скважина заполнена не облегченной жидкостью, производится снижение уровня жидкости свабированием. При этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Депрессия предотвращает вторжение промывочной жидкости в перфорационные каналы и призабойную зону пласта, способствует восстановлению её естественной проницаемости и очистке перфорационных каналов. Степень очистки каналов при вскрытии пластов на репрессии и на депрессии показана на рисунке 10.

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Рисунок 10. Степень очистки перфорационных каналов при вторичном вскрытии

Из рисунка видно, что при перфорации на репрессии под воздействием ударной волны каналы забиваются обломками зарядов и породы. Происходит также уплотнение разрушенной породы и образование зоны с низкой проницаемостью (1, а). Вызов притока (1, б) приводит к полной очистке канала, которая происходит при перфорации на депрессии (1, в).

К негативным последствиям метода следует отнести возможное снижение проницаемости ПЗП вследствие уплотнения породы, выпадения газоконденсата и тяжёлых фракций нефти, а также возникновение опасности разрушения конструкции скважины в интервале перфорации.

Вскрытие пластов на депрессии, в зависимости от геолого-технических условий, проводится перфораторами, спускаемыми на геофизическом кабеле через насосно-компрессорные трубы, и перфораторами, спускаемыми на НКТ.

Перфорация малогабаритными перфораторами, опускаемыми в интервал перфорации через НКТ, требует ограничения депрессии, так как может привести к возникновению аварийных ситуаций из-за резкого подбрасывания гирлянды перфораторов и запутывания кабеля. Величина депрессии зависит и от состояния цементного камня за обсадной колонной.

3.3 Гидродинамическое совершенство скважин

Скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю толщину, то такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта. Скважины, сооруженные буровыми предприятиями, преимущественно являются гидродинамически несовершенными.

Совершенство по характеру вскрытия пласта обусловлено притоком пластовых флюидов в ствол скважины не через всю его поверхность, а через перфорационные отверстия в зацементированной обсадной колонне.

Несовершенство по качеству вскрытия пласта p_s вызвано изменением фильтрационного состояния пород в призабойной зоне за счет загрязнения ее твердыми частицами и фильтратом бурового и цементного растворов, их физико-химического взаимодействия с породами и пластовым флюидом, изменением напряженного состояния пород в этой зоне, т.е. характеристикой неоднородности в радиальном направлении. Несовершенство по степени раскрытия пласта характерно для пластов, в которых вследствие бурения открыта лишь часть сечения.

В обоих случаях фактический дебит при прочих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые обусловлены искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоствольной зоне пласта и на стенке скважины (точнее, на границе скважина -- пласт). Сгущение линий токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, вскрывшей продуктивный пласт на всю толщину. По причине нарушения геометрии течения жидкости и газа рассматриваемые виды несовершенства иногда называют несовершенством геометрическим.

Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом R, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Из рис. 11 видно, что в гидродинамически совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг ствола скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м, до стенки скважины радиусом 0.1 м, то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в пористом пространстве только в зоне 5,5 м вокруг скважины. Следовательно, призабойная зона играет решающую роль в притоке жидкости к скважине.

Рисунок 11. Схема притока в гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий потоков. Как отмечено выше, в общем случае выделяют три типа гидродинамического совершенства скважин:

· по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его толщину;

· по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;

· по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

В пласте вокруг скважины радиусом r_c образуются две зоны с измененной проницаемостью -- зона проникновения фильтрата радиусом R_з.п. и зона кольматации радиусом r_к (рис. 12). Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта.



Рисунок 12. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: 1 -- стенка скважины; 2 -- глинистая корка; 3 -- зона кольматации; 4 -- зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k₁, k₂ -- проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и зоне проникновения фильтрата; rс -- радиус ствола скважины; rк -- радиус зоны кольматации; R_3Il -- радиус зоны проникновения фильтрата

Рисунок 13. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины: r_с -- радиус ствола скважины; 1_к -- длина канала перфорации в породе; d_к -- диаметр канала перфорации; R₁, R₂ -- радиус соответственно зоны влияния бурового раствора и ПЗП; д -- размер зоны влияния жидкости перфорации; k, k_1r k₂, k₃ -- проницаемость соответственно пласта, зоны влияния бурового раствора, ПЗП, зоны влияния жидкости перфорации

Схематичное изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. 13, из которого следует, что в формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства ц скважины следует ввести, кроме уже известных коэффициентов, еще безразмерный коэффициент S_п, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией. В данном случае дополнительные фильтрационные сопротивления обусловлены снижением проницаемости породы вокруг перфорационных каналов.

3.4 Скважинная жидкость

Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину в зону перфорации с заполнением скважины обычно тем же буровым раствором, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфорационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него, а в некоторых случаях и полностью блокировать эти проводящие пути для жидкости.

Чем больше содержится в буровом растворе мелкой фракции и чем больше размер пор, тем в большей степени снижается коэффициент совершенства перфорационных каналов. Очевидно, через перфорированный канал в поровое пространство из раствора потоком фильтрата заносятся наиболее мелкие твердые частицы, которые при обратном потоке пластовой жидкости не удаляются из пор. В тех случаях, когда размер твердых частиц больше диаметра пор, они в поровое пространство потоком фильтрата не заносятся.

Предотвратить загрязнение породы при перфорации на репрессии можно следующими мероприятиями:

· применением в качестве задавочного раствора минерализованной (например, пластовой) или пресной воды, облагороженной добавкой поверхностно-активных веществ (ПАВ);

· применением растворов на нефтяной основе;

· применением высококонцентрированных растворов солей.

Характерная особенность предлагаемых задавочных растворов -- отсутствие в них твердой фазы, наличие которой, как было показано ранее, в наибольшей степени снижает гидродинамическую эффективность перфорационных каналов.

ПАВ, вводимые в перфорационную жидкость, должны удовлетворять следующим требованиям:

· при малой концентрации значительно уменьшать поверхностное натяжение на границе раздела вода -- углеводородная среда;

· улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии водного фильтрата;

· не образовывать нерастворимого осадка при контакте с пластовыми водами, содержащимися в них солями и горными породами;

· препятствовать диспергированию и набуханию глинистых частиц, содержащихся в породе пласта, в присутствии водного фильтрата;

· иметь низкий показатель адсорбции на поверхности порового пространства;

Для обработки перфорационной жидкости могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ эффективно снижают поверхностное натяжение и краевой угол смачивания, способствуют увеличению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды и суммарной проницаемости для них. Нефтерастворимые ПАВ эффективно снижают относительную проницаемость пористой среды для воды, способствуют уменьшению водо насыщенности породы и толщины гидратных оболочек, поверхность поровых каналов.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе перфорацию также следует проводить с применением подобных задавочных растворов.

Заключение

В результате проведенной работы можно сделать следующие выводы.

Увеличение дебита скважин зависит от гидродинамического совершенства скважин. Но, поскольку все скважины являются гидродинамически несовершенными, то, соответственно, и количество поступаемых в скважину нефти или газа зависит не только физико-химических и термобарических свойств пласта, а еще и от качества перфорации скважины.

Качество перфорации зависит от выбранного типа перфоратора и от способа проведения перфорации, поскольку основной целью данной операции является не только увеличение количества отверстий на метр пласта, но также их глубина.

Кумулятивные перфораторы эффективны в породах прочности выше средней и можно применять перфораторы многоразового использования (корпусные) с возможностью заряжания непосредственно на скважине, либо перфораторы достаточной длины, что позволяет сократить количество спуско-подъемных операций (бескорпусные). Эти показатели наиболее выгодны с экономической точки зрения.

Вид перфорации тоже определяет ее качество, поскольку существующая технология перфорации на репрессии с использованием буровых растворов с твердой фазой оказывает особенно отрицательное влияние при вскрытии высокопроницаемых пластов, тогда как перфорация на депрессии снижает риск загрязнения пластов до минимального за счет применяющейся легкой скважинной жидкости, либо за счет уменьшения количества тяжелой.

Поэтому, совершенствование существующих видов перфорации является необходимой задачей геофизиков. Кроме того, необходимо изыскивать и применять более новые и безопасные методы перфорации, которые помогут максимально повысить процент извлекаемости полезных ископаемых и, соответственно, снизить вредное воздействие на экологию в результате уменьшения количества скважин на одну залежь.

Список используемой литературы

1. Научный журнал «Молодой ученый» Митягина М.О. Сверлящие перфораторы с электрогидравлической системой. 2011

2. Специализированый журнал «Бурение и Нефть» 2011.

3. Способ глубокой сверлящей перфорации скважин и устройство для его осуществления. Балдин А.В., Филиди Г.Н. 2007

4. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин», Учеб. для вузов. -- М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001

5. Руководящий документ «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», М., Недра, 2001.

6. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

7. Латышова М.Г. «Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин», М., Недра,1991.

8. Доклад Гуляева ЗАО «ПИТЦ «Геофизика»

9. Справочник под редакцией Запорожца В.М. «Геофизические методы исследования скважин», М., Недра, 1983

10. Большая энциклопедия нефти и газа.

11. Интернет ресурсы.

Размещено на Allbest.ru

...