Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Интенсификация добычи нефти

Интенсификация добычи нефти

Изменение свойств пород-коллекторов при бурении и в процессе эксплуатации скважин. Методы воздействия на призабойную зону скважин и их классификация. Оптимизация движения флюидов в пласте. Расчет эффективность повторных прострелочно-взрывных работ.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 28.01.2022
Размер файла 1,1 M
рефераты на заказ со скидкой

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/

Содержание

  • Введение
  • 1. Аналитическая часть
    • 1.1 Интенсификация добычи нефти
    • 1.2 Изменение свойств пород-коллекторов при бурении и в процессе эксплуатации скважин
    • 1.3 Современные методы воздействия на призабойную зону скважин и их классификация
  • 2. Расчетно-технологическая част
    • 2.1 Общее представление о перфорации
    • 2.2 Взрывчатые вещества
    • 2.3 Кумулятивные заряды
    • 2.4 Перфораторы
    • 2.5 Оценка производительности перфораторов
    • 2.6 Оптимизация движения флюидов в пласте
    • 2.7 Расчет эффективность повторных прострелочно-взрывных работ
    • Заключение
    • Список литературы

Введение

Одной из операций в процессе заканчивания скважины является спуск и цементирование обсадной колонны. Выполнение данной операции обусловлено необходимостью разобщения всех пород-коллекторов, вскрытых скважиной для обеспечения ее дальнейшей нормальной эксплуатации. Для вызова притока пластового флюида из пласта коллектора необходимо обеспечить наличие устойчивой гидросвязи в системе «скважина - пласт». Именно для этой цели предназначены перфорационные системы.

Для увеличения продуктивности скважин применяют повторную перфорацию. Повторная перфорация, обязательна в примерно в 40-50% скважин, находившихся в консервации после разведки или долгой эксплуатации.

Основным критерием выбора необходимости повторной перфорации, является ненормальная работа скважины по сравнению с окружающими скважинами, то есть низкий дебит, высокое давление при продавки кислоты и т.д. эксплуатация скважина коллектор перфоратор

В данном курсовом проекте приведены основные сведения о перфорационных системах, условия и методы применения, проделан анализ и эффективность повторной перфорации, проведена выборка наиболее эффективного метода при повторном перфорировании.

Целью данного курсового проекта является анализ интенсификации добывающих скважин, методика проведения повторной перфорации. Сущность метода и расчет основных показателей.

1. Аналитическая часть

1.1 Интенсификация добычи нефти

Современные способы интенсификации притока углеводородов к забоям скважин являются мощным инструментом повышения их текущей продуктивности, и одновременно они влияют на коэффициент нефтегазо- конденсатоотдачи.

Эти способы разработаны для разнообразных горногеологических условий и охватывают всю гамму типов пород-коллекторов, глубин залегания продуктивных горизонтов, величин пластовых давлений, температур. Одни методы более существенно влияют на изменение продуктивности нефтяных скважин, другие - газовых, третьи - газоконденсатных. Методы интенсификации притоков из пласта должны учитывать, какой породой представлен коллектор - карбонатными либо песчаными породами, с высокой или низкой пористостью и проницаемостью, а также свойства скелета породы и насыщающих ее флюидов.

Снижение продуктивности скважин в процессе их вскрытия происходит по следующим причинам:

- разгрузка горных пород в призабойной зоне в результате снижения давления на забой во время вскрытия пласта, проявление пластичных деформаций в глинистых пропластках;

- фильтрация водной фазы из буровых и тампонажных растворов в пласт-коллектор, а также физико-химическое взаимодействие фильтратов с породами, пластовыми водами и т.д.;

- нарушение термодинамического равновесия пластовой системы и фазовых преобразований углеводородов при снижении давления и температуры;

- проявление капиллярных сил и электрокинетических эффектов и формирование на адсорбированных поверхностных слоях полярных компонентов углеводородов;

- образование стойких водонефтяных эмульсий с большой структурной вязкостью;

- снижение фазовой проницаемости для нефти за счет увеличения водонасыщения коллектора, выделения свободного газа из нефти или осаждения конденсата из газа;

- привнесение в процессе эксплуатации скважины в призабойную зону пласта-коллектора разнообразных технологических жидкостей.

Таким образом, при вскрытии продуктивных пластов и в процессе дальнейших работ, сопровождающих строительство и эксплуатацию скважины, происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие начальное равновесное состояние насыщенной флюидом породы и формирующие зону, свойства которой с приближением к скважине значительно отличаются от характеристик пласта в отдаленной зоне. Это оказывает решающее влияние на ее продуктивность.

Разным аспектам данной проблемы посвящены многочисленные фундаментальные и прикладные исследования отечественных и зарубежных ученых. Изучению напряженно-деформированного состояния призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия и эксплуатации и влияния этого фактора на продуктивность коллекторов.

1.2 Изменение свойств пород-коллекторов при бурении и в процессе эксплуатации скважин

Анализ состояния добычи нефти и газа на многих месторождениях свидетельствуют, что одной из основных причин снижения добычи углеводородов является ухудшение коллекторских свойств пород в призабойной зоне в процессе вскрытия пластов и их разработки.

При проектировании и анализе дебитов скважин, текущего нефтеизвлечения, оценке кондиций и решении других геолого-промысловых задач состояние околоскважинной зоны пласта играет важную роль. Обычно пласты оценивают как коллекторы по результатам опробования после вскрытия их бурением. На практике часто встречаются случаи, когда явные пласты-коллекторы не дают притока, так как при их вскрытии фильтрационные свойства пласта (ФСП) в околоскважинной зоне необратимо ухудшились. Наряду со снижением продуктивности скважин ухудшение ФСП в околоскважинных зонах приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, темпов разработки, увеличению сроков разработки залежи в целом. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность искусственного воздействия на пласт в целом.

В связи с особенностями падения давления в околоскважинной зоне среднюю проницаемость техноприродной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет проницаемость прискважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Снижение продуктивности пластов вследствие ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны количественно характеризует гидродинамический показатель - отношение продуктивностей скважины до и после ухудшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны - параметр ОП (рисунок 1). Ухудшение проницаемости прискважинной области (по Н.Н. Михайлову) в 5 раз приводит к двукратному снижению продуктивности скважин; снижение проницаемости околоскважинной зоны в 10 раз уменьшает продуктивность в 3,5 раза, а снижение в 50 раз может вызвать 15-кратные потери продуктивности. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны ухудшенной проницаемости при этом могут составлять всего лишь десятки сантиметров. В то же время увеличение проницаемости околоскважинной области в 10 раз по сравнению с исходной проницаемостью пласта при тех же размерах околоскважинной области увеличивает продуктивность всего лишь на десятки процентов.

Рисунок 1 - Зависимость снижения продуктивности скважин от радиуса и степени снижения проницаемости к/к, в околоскважинной зоне: 1 - 0,02; 2- 0,05; 3- 0,1; 4 - 0,2; 5 - 0,3; 6 - 0,5; 7 - 1,0; 8 - 2,0; 9 - 5,0;10 - 10,0. Здесь к - естественная проницаемость; ко - измененная проницаемость

В результате ухудшения ФСП в прискважинной зоне скважины вводят в эксплуатацию с дебитами ниже планируемых и отмечается систематический недобор нефти при нормативных показателях разработки месторождения. Для достижения проектной добычи приходится бурить значительно большее количество скважин, которое при постоянном годовом отборе жидкости равно средней по месторождению величине параметра ОП. Это приводит к ухудшению продуктивности после вскрытия пластов бурением и уменьшению объемов нагнетания жидкости при поддержании пластового давления заводнением на определенный момент разработки залежи, что, в свою очередь, вызывает потерю нефтеизвлечения и удлинение сроков разработки. Н.Н. Михайловым исследованы зависимости потерь текущего нефтеизвлечения Д и удлинения сроков разработки АТ от параметра ОП. Они получены путем обработки данных динамики добычи из пласта Д Бавлинского месторождения. Без бурения дополнительных скважин АТ может достигать 0,32, что применительно к пласту Д, Бавлинского месторождения составило более трети всего периода разработки.

Изменения фильтрационных свойств в околоскважинных зонах отражаются на точности и достоверности оценок кондиционных значений параметров пласта.

Механизм влияния качества вскрытия на кондиционные значения параметров обусловлен уменьшением действующей (эффективной) депрессии на пласт при испытании. Ухудшение проницаемости в прискважинной области приводит к тому, что при одинаковых дебитах фактическая (эффективная) депрессия намного меньше потенциально возможной (ОП = 1).

Таким образом, ухудшение фильтрационных характеристик прискважинной зоны при вскрытии пластов бурением является причиной уменьшения добычи нефти, ухудшения технологических показателей разработки и приводит к существенным потерям нефти.

Влияние перфорации на фильтрационное состояние ПЗП. При перфорации, наряду с созданием надежной гидродинамической связи пласта со скважиной, изменяются и фильтрационные свойства пласта (ФСП) в области, прилегающей к перфорационному каналу. В связи со сложностью экспериментов механизм влияния перфорации на ФСП изучен еще недостаточно полно.

Имеющиеся эксперименты показывают, что под воздействием взрывных нагрузок пористая среда разрушается с образованием зоны трещиноватости с пористыми и проницаемыми блоками. В процессе дробления порода переупаковывается и формируется система трещин, определяющих дилатантную проницаемость. Дилатантное разуплотнение пористой среды может приводить к резкому снижению внутрипорового давления, что при высоких геостатических давлениях обусловливает рост эффективных напряжений, уплотнение и частичное разрушение коллектора.

По данным экспериментальных исследований на лабораторных стендах, в области, прилегающей к перфорационному каналу, в общем случае выделяются три зоны (рисунок 2): I - зона дилатантного разуплотнения размером г = 0,4 м/кг1/3, характеризуется существенным улучшением проницаемости (на порядок и более); II - уплотненная зона с ухудшенной на 30-40 % проницаемостью размером 0,4 <г< 1 м/ кг1/3; III -- зона слабого улучшения фильтрационных свойств пласта размером г > 1 м/кг1/3; г - радиус, приведенный к мощности заряда.

Рисунок 2 - Характер изменения проницаемости пласта в области, прилегающей к перфорационному каналу

Степень повреждения пластов при их вскрытии перфорацией значительно увеличивается, если перфорацию проводят в среде промывочной жидкости при репрессии на пласт. Результаты промысловых исследований показывают, что проницаемость при этом может дополнительно снизиться на 20-30 % и вплоть до полной закупорки, в зависимости от применяемых промывочных жидкостей и значений репрессии.

1.3 Современные методы воздействия на призабойную зону скважин и их классификация

Современные технологии воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью улучшения (или восстановления) фильтрационных свойств пород-коллекторов в этой зоне являются частью технологического цикла разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Известно, что этот цикл состоит собственно из проектирования разработки месторождения, техники и технологии извлечения углеводородов из пласта, внутрипромысловой подготовки нефти и газа. В процессе эксплуатации скважин на первоначальной стадии или в течение длительной их эксплуатации призабойная зона скважины подвергается искусственному воздействию, вследствие чего восстанавливаются фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, ухудшенных под воздействием различных факторов или даже существенно улучшаются.

Все методы воздействия на ПЗП условно можно разделить на следующие: механические; химические; гидродинамические (импульсно-волновые, пульсационные, ударно-волновые и др.).

Гидравлический разрыв пласта впервые предложен в США в 1948 г., а первые два гидроразрыва пласта были проведены в штатах Техас и Оклахома в марте 1949 г.

Сущность метода заключается в нагнетании в призабойную зону пласта жидкости под высоким давлением, в результате чего происходит расслоение породы и образование новых или раскрытие (и увеличение) существующих трещин. Сохранение образовавшихся трещин в раскрытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается заполнением их закрепляющим (расклинивающим) материалом, в основном кварцевым песком.

Благодаря гидроразрыву обеспечен рост извлекаемых запасов на 1,3 млрд т нефти.

По имеющимся данным (М. Икономайдес и др., 2002) ныне у 85 % газовых и более 60 % нефтяных скважин осуществляется гидроразрыв.

Гидропескоструйная перфорация в настоящее время используется как метод формирования эксплуатационного забоя скважины и образования щелей вокруг скважины в обсаженных скважинах. Этот метод используют и применяют с 60-х годов прошлого столетия. В работах отечественных и зарубежных авторов указывается, что применение гидропескоструйной перфорации обеспечивает снижение напряжений в призабойной зоне скважины или способствует обеспечению заданного уровня гидродинамического совершенства скважины.

Химические методы обработки призабойной зонывоздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока базируются на свойстве горных пород вступать во взаимодействие со многими химическими веществами, а также на свойстве некоторых химических веществ влиять на поверхностные и молекулярнокапиллярные связи в поровом пространстве пород.

Наиболее распространенными методами химического воздействия на пласт являются:

- солянокислотная обработка пласта (хлористоводородной кислотой);

- глинокислотная обработка пласта (хлористоводородной и фтористоводородной кислотами);

- обработка пластов угольной, сульфаминовой, серной кислотами;

- обработка пластов растворами ПАВ; обработка ингибиторами гидратообразования.

В последние годы расширился ассортимент реагентов, используемых для химических обработок. Применение смеси разных химических веществ (растворителей, поверхностноактивных веществ, электролитов) позволяют улучшить условия притока флюидов из пласта в скважину, что увеличивает дебит скважин. Мицелловые дисперсии, которые являются смесью углеводородной жидкости с водой, при наличии ПАВ и электролита тоже применяются для увеличения притока флюидов из пласта в скважину.

Гидродинамические методы воздействия на призабойную зону пластаНеобходимо отметить, что опубликованных в открытых источниках запатентованных технических решений для осуществления гидродинамического влияния на пласт в качестве способов проведения работ сравнительно немного - около 20, в то время как в качестве устройств - более чем 60. Эта диспропорция свидетельствует о том, что наиболее проблемным является именно техническое обеспечение реализации разработанных способов.

Метод последовательной замены скважинной жидкости на более легкую; поверхностные взаимодействия фильтрата и твердой фазы коллектора, при котором сначала осуществляют циркуляцию бурового раствора с понижением его плотности на 200-300 кг/м3 с последующей заменой его на воду и нефть или конденсат.

Метод аэрации (газирование жидкости), направленный на дальнейшее снижение плотности скважинной жидкости путем введения в нее газа.

Гидродинамическое воздействие на пласт путем создания высокочастотных гидроимпульсов и вибрации.Одним из методов улучшения фильтрационных характеристик является воздействие вибрации и виброударных колебаний на призабойную зону пласта [10]. Импульсное гидродинамическое возмущение приводит к образованию акустических волн давления, которые, в свою очередь, вызывают в пористой среде гидродинамический поток, так называемый звуковой ветер [12]. Одновременно гидродинамические волны давления влияют и на нефть, которая находится в пласте, уменьшая ее вязкость, поверхностное натяжение, и способствуют дегазации, облегчая движение к забою.

Повторная перфорация.После многих лет добычи из скважины перфорация может забиться. Часто, если есть подозрение, что произошло закупоривание, надо повторно перфорировать скважину на том же участке. Подрыв скважинного перфоратора разрыхляет все закупоривающие материалы в пласте. Этот дополнительный дренаж может улучшить дебит нефти или газа.

2. Расчетно-технологическая часть

2.1 Общее представление о перфорации

Для сообщения обсаженной скважины с продуктивным пластом (после первичного вскрытия в процессе бурения) производят перфорационные работы- вторичное вскрытие пласта.

Методы и технологии, применяемые для перфорациискважин, можно разделить на следующие:

1. Взрывные(пулевая, торпедная, кумулятивная перфорация).

2. Гидродинамические(гидропескоструйная перфорация).

3. Механические(с использованием сверлящего перфоратора).

4. Химические(вскрытие происходит за счет химическойреакции).

Учитывая характер напряженного состояния массива горной породы у стенок скважины, наиболее эффективна системаперфорационных каналов щелевой формы, вскрывающих стенки трубы эксплуатационной колонны, цементного кольцаи горную породу в радиальном направлении.

Щелевая форма перфорационного канала является наиболее гидродинамически совершенной, обеспечивающей максимальную продуктивность скважины, особенно если канал перекрывает всю толщину пласта. Кумулятивная перфорацияне обеспечивает столь совершенной гидродинамической связипродуктивного пласта со скважиной. Размеры(по диаметру) создаваемых в эксплуатационной колонне отверстий при кумулятивной перфорации не превышают в среднем4-5 мм; значительная часть зарядов срабатывает неэффективно, без образования сквозных каналов в эксплуатационной колонне. Крометого, создаваемые при кумулятивной перфорации высокиеударные нагрузки(до28 МПа) и увеличение температуры до3000 °С могут вызвать разрушение крепи скважин и кольматацию стенок перфорационных каналов.

Образование щелей в прискважинной зоне становится возможным благодаря применению гидропескоструйной перфорации. Гидропескоструйный способ вскрытия пласта обеспечивает сохранение естественной проницаемости пород, не приводит к уплотнению пород в зоне перфорации, не деформируетцементный камень и колонну и обладает большей глубинойпроникновения в пласт по сравнению с другими видами перфорации.

Гидропескоструйная перфорация относится не толькок методам вторичного вскрытия, но и к эффективным методамвоздействия на призабойные зоны пластов с целью управленияпродуктивностью или приемистостью. Основой гидропескоструйной перфорации является использование кинетическойэнергии жидкостно-песчаных струй, формируемых в насадкахспециального аппарата- гидропескоструйного перфоратора.

Высокоскоростные жидкостно-песчаные струи обладают абразивным действием, что позволяет направленно и эффективновоздействовать на обсадную колонну, цементный камень и горные породы, создавая в них каналы различной ориентации.

Применение гидромеханической перфорации исключаетвозможную ошибку, связанную с привязкой перфоратора к заданному интервалу геофизическим методом, так как привязкаи сам процесс образования щели в эксплуатационной колоннепроисходят за один спуск. Технологические возможности гидромеханической щелевой перфорации позволяют вскрытьпласт с использованием любой жидкости, которая не нарушаетего коллекторских свойств (на практике - нефти). При создании в горной породе вдоль щели путем гидромониторноговоздействия продольной выработки существенно повышаетсяплощадь фильтрации и снижается скорость истечения флюида в призабойной зоне, которая является основной причиной разрушения коллектора и пескопроявления. Особенностьконструкции перфоратора позволяет эксплуатировать скважину сразу после прорезания щели, не поднимая его на поверхность.

2.2 Взрывчатые вещества

Тип перфорационных зарядов зависит от взрывчатого вещества, необходимого для обеспечения нужной энергии, требующейся для эффективной перфорации обсадной колонны, цемента и горной породы. Таким образом, эксплуатационные качества заряда напрямую соотносятся с характеристиками взрывчатого вещества.

Использование взрывчатых веществ более предпочтительно использованию других источников энергии, так как они обладают огромной плотностью энерговыделения. Взрывчатые вещества действуют быстро, надежно и сохраняются в течение длительного периода времени. Кроме того, они безопасны в обращении и использовании, в случае соблюдения мер безопасности.

Бризантные взрывчатые вещества (детонирующие) являются веществами детонирующего типа и инициируются нагреванием или давлением. Скорость их реакции превышает 1500 м/с. В то время как давление, создаваемое низкоэнергетическим взрывчатым веществом, может держаться целые секунды, давление, создаваемое бризантным взрывчатым веществом, держится несколько микросекунд. Таким образом, выделение энергии у бризантных взрывчатых веществ обычно намного больше, чем у низкоэнергетических взрывчатых веществ.

В перфорации наиболее часто используются следующие бризантные взрывчатые вещества: азид свинца, стифнат свинца, PETN, RDX, HMX, HNSи PYX. Азид свинца и стифнат свинца используются в детонаторах, а PETNвходит в состав детонирующего шнура. RDX, HMX, HNSи PYXиспользуются в детонаторах, детонирующем шнуре и в перфорационных зарядах. Различные свойства этих и других бризантных веществ даны в таблице 1. Все эти взрывчатые вещества будут рассматриваться позже.

На рисунке 3 изображены графики стойкости PETN, RDX, HMX, HNSи PYXкак функции от температуры и времени. Этот график иногда называют графиком зависимости времени от температуры. На графике точка с координатами (t,T) на кривой, соответствующей определенному взрывчатому веществу, обозначает, что это взрывчатое вещество может сохраняться tчасов при температуре Tбез значительного разложения составных элементов. Например, кривая RDXпоказывает, что перфорационный за ряд со взрывчатым веществом типа RDXможет выдерживать в стволе скважины температуры в 300 0F(149 0С) приблизительно в течение 5 часов, сохраняя при этом достаточную работоспособность. Как видно из кривых, взрывчатые вещества в порядке возрастания стойкости располагаются так: PETN, RDX, HMX, HNSи PYX.

Рисунок 3 - График зависимости времени пребывания типа ВВ в скважине от температурысреды

2.3 Кумулятивные заряды

Самой важной частью перфоратора является перфорационный заряд. В заряде используется вторичное бризантное взрывчатое вещество, формирующее поток или высокоскоростную струю, состоящую из металлических частиц, которая пробивает обсадную колонну. Хотя кумулятивные заряды - их обычно называют перфорационные заряды, довольно просто выглядят, в действительности они представляют высокоточные устройства и должны очень тщательно проектироваться и изготавливаться для достижения требуемых характеристик перфорации.

Как показано на рисунке 4,кумулятивный заряд состоит из четырех компонентов: корпуса заряда, облицовки, взрывчатого вещества заряда и инициирующего заряда.

Рисунок 4 - Строение кумулятивного заряда

Корпус заряда представляет собой контейнер, в который помещаются все остальные компоненты заряда. Он должен выдерживать высокое давление и температуру, а если он не защищен от скважинной среды корпусом перфоратора, то он должен быть ещё и стойким к абразивному воздействию. В список наиболее распространенных материалов, из которых изготавливается корпус заряда, входят машиностроительная сталь, холодно-деформируемая сталь, а также сталь штампованная из алюминия и керамики.

Облицовка предоставляет материал для формирования кумулятивной струи, необходимой для пробивания обсадной колонны, цемента и формации. Давление, оказываемое на облицовку, после детонации взрывчатого вещества заряда приводит к её сплющиванию и формированию кумулятивной струи. Форма облицовки, её толщина, а также состав сильно влияют на глубину, диаметр и эффективность перфорации.

Форма облицовки обычно коническая или параболическая, как показано на рисунке 5 Коническая форма облицовки используется в зарядах глубокого проникновения; параболическая форма облицовки используется в зарядах для образования отверстий большого диаметра (BigHole). Так или иначе, облицовку заряда часто называют воронкой или кумулятивной выемкой. У неё есть точка, называемая вершиной, и открытая широкая часть, называемая основанием.

Рисунок 5 - Конические и параболические облицовки

Перфорационные заряды представляют собой огромное количество энергии в легкой и компактной упаковке. Хотя они просто выглядят, они являются довольно точными устройствами. Конструирование и создание зарядов является очень сложной работой, включающей множество взаимосвязанных параметров, таких как угол воронки, высота головки, толщина облицовки заряда, масса и скорость детонации взрывчатого вещества. Заряд может быть сделан как для глубокого проникновения, так и для образования отверстий большого диаметра, но не для того и другого одновременно.

2.4 Перфораторы

Как упоминалось выше, перфоратор состоит из набора перфорационных зарядов, носителя зарядов, детонирующего шнура и детонатора. Это представляет собой взрывную цепь из серии взрывчатых компонентов (детонатор - детонирующий шнур - заряд) увеличивающегося размера и уменьшающейся чувствительности.

2.5 Оценка производительности перфораторов

Для определения сравнения производительности перфораторов Американский нефтяной институт (API) в 1962 г издал руководство API, именуемое как Стандартная Методика Оценки Скважинных Перфораторов. Это руководство широко известно под названием APIRP43 и несколько раз корректировалось с момента его первого издания.

Для оценки реальных эксплуатационных характеристик перфоратора при использовании тестовой информации, были выведены следующие уравнения. Уравнение 1 позволяет вычислять глубину пробитого канала в любом материале, например в обсадной колонне, цементе и формации. Уравнения 2 используется для расчета диаметра входного отверстия в обсадной колонне.

(1)

гдеP- глубина канала в реальных условиях;

K= константа, зависящая от типа заряда и зазора;

Lj= длина струи (зависит от типа заряда)

Cв = объемная скорость звука в реальных условиях

= сопротивление сжатию в реальных условиях

= объемная плотность в реальных условиях

a, b= константы, зависящие от заряда и зазора

ГдеD = реальный (в скважине) диаметр входного отверстия в обсадной колонне;

Dt= диаметр входного отверстия в обсадной колонне, полученный в ходе теста;

уу = напряжение текучести реальной (установленной в скважине) обсадной колонны;

ууt = напряжение текучести тестовой обсадной колонны;

Типичные параметры заряда, пласта, цемента и обсадной колонны даны в таблице 1, 2 и 3. Для точности вычислений следует более внимательно ознакомиться с характеристиками заряда, обсадной колонны и цемента, которые предоставляют их изготовиным значениям или показателям проведенных тестов.

С помощью уравнения 1 были построены графики, показанные на рисунке 5, 6. При этом были использованы данные 4-дюймового перфоратора из таблицы 1. и данные для пласта песчаника из таблицы 2. Для получения зависимости на рисунке 5,а были взяты различные значения объемной скорости звука в пласте, находящейся в реальных условиях. Для расчета графика на рисунке 5,б изменялось сопротивление сжатию формации; для построения графика, изображенного на рисунке 6 изменялась плотность формации.

Рисунок 5 - а-Зависимость глубины пробиваемого в пласте канала от объемной скорости звука; б-Зависимость глубины пробиваемого в пласте канала от сопротивления сжатию

Таблица 1 - Типичные значения параметров, необходимых для расчета глубины пробиваемого канала и диаметра входного отверстия.

Внешний

диаметр

перфоратора

Тип носителя зарядов

KLj

а

b

D, (дюйм)

1%

Кабель

0.60

0.25

-0.75

0.40

2

Корпусный перфоратор, спускаемый через НКТ

0.15

0.45

-0.50

0.25

2%

Корпусный перфоратор, спускаемый через НКТ

0.20

0.50

-0.40

0.40

4

Корпусный перфоратор обсадных труб (с загерметизироваными окнами)

0.20

0.55

-0.40

0.50

5

Корпусный перфоратор обсадных труб (с уменьшенной толщиной стенки в месте установки заряда, высокой плотности, для образования отверстий большого диаметра)

0.20

035

-0.35

0.75

6

Корпусный перфоратор обсадных труб (с уменьшенной толщиной стенки в месте установки заряда,с высокой плотностью отстрела, с зарядами для образования отверстий большого диаметра)

0.30

0.40

-0.35

0.55

Хотя на практике изменение одного параметра сопровождается изменением других, эти три графика изображают общие процессы, происходящие в ходе пробивания канала, возникающие при изменении параметров пласта. Глубина канала возрастает с увеличением объемной скорости звука в веществе и уменьшается с увеличением как сопротивления сжатию, так и плотности.

Рисунок 6 - Зависимость глубины пробиваемого в пласте канала от плотности формации

2.6 Оптимизация движения флюидов в пласте

Вспомним, что главной и первоочередной целью в процессе первоначальной и повторной перфорации является обеспечение эффективного сообщения между стволом скважины и коллектором. Программа по выполнению перфорационных работ должна быть поставлена таким образом, чтобы исключить или свести к минимуму любые сопротивления требуемому движению флюида.

Фазировка перфоратора оказывает значительное влияние на значение КП. Рисунок7 изображает график зависимости глубины канала от КП для различных типов фазировки перфоратора. Следует заметить, что в этом случае предполагается отсутствие зоны проникновения и поврежденной зоны. Принимается, что все отверстия одинаковой глубины и диаметра равного 0.5 дюйма. Из диаграммы хорошо видно, что практически для любой глубины перфорации, фазировка равная 0° дает КП значительно меньший, чем при любой другой фазировке. Наилучшие результаты достигаются при фазировке в 90°. Чем больше отверстий будет сделано в пласте параллельно его плоскости, тем меньше препятствий будет создаваться для флюидов, двигающихся радиально к стволу скважины.

Рисунок 7 - Зависимость коэффициента продуктивности (КП) от глубины канала для различных значений фазировки перфоратора (по Locke “AnadvancedMethodforPredictingtheProductivityRatioofPerforatedWell”)

На рисунке 8 приведено сравнение глубины проникновения с КП для различных значений плотности перфорации. Снова предполагается, что отсутствуют зона проникновения и зона повреждения и образованы отверстия одинаковой глубины, диаметром 0.5 дюйма (12,7 мм). Для любого значения глубины перфорации КП возрастает с увеличением плотности перфорации. Как было показано, фазировка 00 дает наименьшую эффективность, в то время как при других значениях фазировки КП будет иметь большие значения.

На рисунке 7 и 8 показаны сопоставления глубины проникновения с КП при изменяющихся значениях фазировки и плотности перфорации. В обоих случаях, несмотря на значения фазировки или плотности перфорации, КП значительно возрастает с увеличением глубины проникновения.

Следует также рассмотреть влияние диаметра канала на КП. На рисунке 9. представлено сопоставление этих двух параметровразличных значений отношения Kc/Ku.

Рисунок 8 - Зависимость коэффициента продуктивности (КП) от глубины канала для различных значений плотности перфорации (по Locke “An advanced Method for Predicting the Productivity Ratio of Perforated Well")

Рисунок 9 - Зависимость коэффициента продуктивности (КП) от диаметра отверстия для различных значений отношения кс/ ku(по Locke “AnadvancedMethodforPredictingtheProductivityRatioofPerforatedWell")

Здесь предполагается, что проницаемость поврежденной зоны равна kc, а ku - это проницаемость ненарушенного пласта. Для данного типа пласта большие значения kc/ku должны означать меньшие ограничения для движения

2.7 Расчет эффективностьповторных прострелочно-взрывных работ

Наиболее оптимальный типоразмер перфоратора для повторной перфорации, проанализировав данные приведенные выше, и на основании ведомостей о состоянии цементной оболочки эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойств жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно объекта, который предполагается перфорировать, количестве колонн, перекрывающих пласт, термобарических условиях в скважине и толщине пласта.

Сначала выбираем группу перфораторов, которая может быть применена в данных термобарических условиях в скважинах. Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, которые не рекомендуют по следующим причинам:

· неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого размещения ВНК или ГНК;

· недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных;

· большого угла наклона скважины (все перфораторы, спускаемые на кабеле, имеют малую проходимость при значении угла искривления скважины больше 0,7 рад);

· содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислого газа, сероводорода);

· необходимости спуска глубинных приборов в интервал перфорации без поднятия НКТ после проведения прострелочно-взрывных работ;

· возможности выноса из пласта больших количеств песка, твердой фазы бурового раствора.

Из оставленных перфораторов выбирают наиболее продуктивные и с большой пробивной способностью с учетом следующих особенностей:

пулевые перфораторы с вертикально-криволинейным стволом ПВКТ70, ПВТ73 образуют повышенный диаметр канала, вследствие чего улучшается вскрытие в коллекторах, представленных чередованием плотных пород;

· бескорпусные перфораторы (ИКС) обеспечивают высокую продуктивность н могут применяться в случаях, когда требуется полное сохранение колонн и цементной оболочки за пределами интервала перфорации;

· нефтеносные, продуктивные пласты, отдаленные от водоносных и газоносных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 12 отверстий на 1 м.

Исходя из вышеизложенных требований выбираем перфоратор типа ПКО.Перфоратор кумулятивный корпусной однократного применения с возможностью спуска как на кабеле, так и на НКТ, предназначен для вторичного вскрытия пластов в скважинах заполненныхжидкостью или газом. Рекомендуется к применению в обсадных трубах диаметром 140, 146 мм.

Таблица 2 - Технические характеристики ПКО

Фазировка, °

60*

Плотность перфорации, отв./м

10, 20

Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа

80/130

Максимально допустимая температура, °С

150

Оценка технологической эффективности повторной гидромеханической щелевой перфорации

Работы проводились и проводятся во многих нефтяных компаниях: ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», ОАО «Роснефть-Термнефть», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», НГДУ «РИТЭК Белоярскнефть», ООО «ГЕОЙЛБЕНТ», ООО «Лукойл - Западная Сибирь», ТПП «Лангепаснефтегаз», ОАО «Лукойл-Калининградморнефть», ОАО «Кондпетролеум».

Эффективность вскрытия продуктивного пласта ВК-1 щелевым перфоратором определялась на двух участках Ем-Еговского месторождения, которые характеризуются низкими фильтрационными характеристиками коллектора, небольшой продуктивной толщиной (8-12 м) и наличием подошвенной воды. Анализ проводился по методике РД39-0147035-209-87 ВНИИ и методическому руководству по оценке технологической эффективности скважин, разработанному во ВНИИ в 1993 г. Пласт ВК-1 с 1993 г. вскрывается в основном сверлящим перфоратором. В качестве базовых данных рассмотрены результаты эксплуатации восьми скважин, расположенных вокруг исследуемых и в которых пласты вскрыты этим методом.В таблице 3 приведены результаты эксплуатации скважин, где пласты вскрыты сверлящей и щелевой перфорацией, с июня 1994 г. по февраль 1995 г. Из таблицы 3 видно, что среднесуточный дебит щелевой скважины на 0,6 т/сут выше, чем базовой, при этом значительно снижена обводненность, за счет чего среднесуточный рост добычи нефти составляет 2,5 т, или 54 % добычи из базовых скважин.

Таблица 3 - Результаты эксплуатации скважин с щелевой и базовой перфорацией

Показатели

перфорация

сверлящий

щелевой

Расчетная среднесуточная добыча одной скважины, т: жидкости

7,8

8,4

нефти

4,6

7,1

воды

3,2

1,2

Расчетная суммарная добыча одной скважины за 8 мес, т: жидкости

1678,1

1842,1

нефти

1006,3

1547,9

воды

671,8

294,2

Динамика изменения среднесуточного дебита нефти (рисунок 11 а) показывает, что в первые 6 - 7 мес эксплуатации скважин, когда достигается практически одинаковая их обводненность (25- 27 %), по расчетным данным накопленная добыча по щелевым скважинам составила 1369 т, а по базовым 876,2 т.

Это свидетельствует о том, что процесс извлечения нефти по щелевым скважинам при прочих равных условиях отличается в начальный период эксплуатации большей эффективностью, чем по базовым скважинам. Кроме того, метод гидромеханической щелевой перфорации позволяет значительно снизить объем добываемой пластовой воды. Так, из таблицы 3 видно, что по базовым скважинам добыто 671,8 т воды, а по щелевым - 294,2 т, в результате затраты на ее утилизацию могут быть снижены в 2,3 раза.

Рисунок 11- Динамика суточных дебитов qн (а) и обводненности скважин В (б) во времени по базовым (1) и щелевым скважинам (2)

Работы по вскрытию пласта ЮК-11 щелевой перфорацией проведены на Талинском месторождении в скв. 2055. Данные промысловых замеров приведены в таблице 4 в сравнении с данными по рядом эксплуатирующейся скв. 2054, в которой этот же пласт вскрыт кумулятивным перфоратором ПКС-80.

Из таблицы 4 следует, что щелевая скважина за 69 дней дала нефти больше, чем скважина, перфорированная кумулятивным способом, за 131 день.

Таблица 4 - Данные промысловых замеров на Талинском месторождении

Типперфорации

Отработано дней

Среднесуточный дебит скважины, т

Добыча, т

Обводненность, %

нефти

воды

нефти

воды

Щелевая

69

75,16

1,62

5186

112

2,4

Кумулятивная

131

35,21

7,02

4612

919

12,0

Приведенные результаты убедительно показывают, что вторичное вскрытие и повторная перфорация гидромеханической щелевой перфорации для коллекторов с подошвенной водой или близко расположенных водоносных горизонтов позволяет увеличить дебит скважин и снизить затраты на их эксплуатацию.

Заключение

Главнейшей задачей проведения перфорации является обеспечение эффективной связи между коллектором и стволом скважины. Использование кумулятивных перфораторов предоставляет безопасный, экономически выгодный и эффективный способ для решения этой задачи.

В данной работе изложены характеристики перфорационного оборудования, работающего на кабеле, доступного на сегодняшний день. Были рассмотрены различные условия в скважинах, дано понятие об основных типах заканчивания скважин и описаны примеры типичных перфорационных работ.

А также при выполнении курсовой работы был проанализирован материал по интенсификации притока, проведению как повторной перфорации так и по вторичному вскрытию пласта.

Список литературы

1. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам/Под ред. Н.Г. Григоряна.- 3-е изд. перераб. и доп. - М.:Недра, 1990.- 198 с.

2. Правила безопасности при геологоразведочных работах/Сост. О.А. Бурдин, В.Г. Климин, Редкол. В.А. Рябов и др, Утв. Мингео СССР 27.03.90, - М.:Недра, 1991.- 218 с.

3. Прострелочно-взрывная аппаратура Справочник/ Л.Я. Фридляндер, В.А. Афанасьев, Л.С. Воробьев и др. Под ред. Л.Я. Фридляндера.-2-е изд.- Недра, 1990.-278 с.

4. Прострелочные и взрывные работы в скважинах: Учебник для техникумов Н.Г. Григорян, Д.Е. Пометун, Л.А. Горбенко, С.А. Ловля. -- 2-е изд., перераб. Идоп. - М.: Недра, 1980. - 263 с.

5. Техническая инструкция по прострелочно-взрывным работам в скважинах. -- М.: Недра, 1978. -- 63 с.

6. Единые правила безопасности при взрывных работах. Утверждены Постановлением Госгортехнадзором 30.01.2001. №3.

7. Аппаратура привязки перфорации «Репер»/В.Я. Иванов, В.Э. Смирнов, Т.А. Гильманшин, И.Ф. Шакиров.//НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС,.2005. Вып. 111-112. С.73-77.

8. Балдин А.В., Рябов С.С., Г.И.Сухоруков. Оценка влияния на работоспособность зарядов генераторов давления условий в скважинах и возможностей применения в генераторах давления утилизированных зарядов из балистидных ракетных твердых топлив/НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2005 Вып. 8 (135). С.119-133.

9. Бродский П.А., ФионовА.И., Тальнов В.Б. Опробователи пластов приборами на кабеле. М.:Недра, 1974.-208 с.

10. Войтенков А.И., Гайворонский И.Н., Шахназаров Г.Г. Особенности технологической перевозки ВМ автомобильным транспортом на геофизических работах/НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2005.- Вып. 8(135).- С.156-162.

11. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика/Под ред. В.М. Запорожца.- М.:Недра, 1983.- 591 с.

12. Державец А.А., Часовский Д.В. Сравнительный анализ российских и зарубежных кумулятивных зарядов для перфораторов/НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2005. Вып 2 (129). С. 134-149

13. Дуванов А. М, Гайворонский И. Н., Павленко Г. А. Новое поколение пороховых газогенерирующих устройств для стимуляции скважин/НТВ «Каротажник». Тверь, АИС.1999.-. Вып. 58.- С. 63-69.

14. Залогин В.П., Кулешов Ю.П. Создание комплексных аппаратов для одновременного вскрытия пластов и интенсификации притоков./НТВ «Каротажник». Тверь; Изд. АИС., 2000. Вып. 78. С.51-57.-

15. Инструкция по ликвидации отказов при проведении прострелочно-взрывных работ в скважинах/ ВНИПИвзрывгеофизика // Госгортехнадзор./// НТВ «Каротажник»- Тверь:АИС, 1999. Вып. С.7-20

16. Инструкция по освобождению прихваченных труб в скважинах взрывом. М.: Недра, 1982. 29 с.

17. Лаборатория перфораторной станции/НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2001. Вып. 81. С.141-143.

18. Левин Е.А. Состояние и перспективы развития технологии разобщения пластов и ликвидации аварий в скважинах/НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2001. Вып. 79. С.19-27.

19. Леоненко Г. Н., Кончаков В. Н. Пути совершенствования методологии вторичного вскрытия пластов в различных геологических условиях/НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2001. Вып. 79. С.68-77.

20. Ликутов А.Р., Сиротин В.Т. Проблемы повышения пробивной способности перфораторов и эффективности вскрытия пластов на депрессии/НТВ «Каротажник» Тверь: Изд. АИС, 2001. Вып. 79. С.28-36

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

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.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены