ТОР 5 статей: Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы КАТЕГОРИИ:
|
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПЕРФОРАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ И ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН
Для получения притока нефти или газа из пробуренной скважины необходимо после спуска обсадной колонны и ее цементажа восстановить связь между продуктивным пластом и стволом скважины (если скважина до забоя закреплена эксплуатационной колонной или против продуктивного пласта установлен зацементированный хвостовик) путем перфорации колонны. Затем для того, чтобы газ (или нефть) начал поступать из пласта в скважину, необходимо снизить противодавление на продуктивный пласт, оказываемое столбом жидкости, заполняющей скважину, до величины, меньшей пластового давления. Перфорация скважин Связь между продуктивным пластом и скважиной, после спуска обсадной колонны и ее последующего цементажа, производится путем пробивки отверстий в колонне и цементном кольце. Эта операция носит название перфорации. В настоящее время разработаны различные способы перфорации; их можно подразделить на пулевую и беспулевую. При пулевой перфорации прострел отверстий производится при помощи специальных аппаратов — перфораторов, имеющих пороховые заряды, снаряженные пулями. Аппарат спускается в скважину на необходимую глубину на каротажном кабеле; пороховые заряды приводятся в действие электрическим импульсом. Этот тип перфораторов является не достаточно эффективным, так как часто пули, едва пробив колонну, застревают в самой колонне или в цементном камне, не достигнув пласта. Поэтому пулевую перфорацию по возможности не следует применять. Торпедная перфорация является разновидностью предыдущего метода. Ее отличие состоит в том, что вместо пуль применяют специальные снаряды, которые, пробив обсадную колонну, цементное кольцо и проникнув на некоторое расстояние в пласт, разрываются, образуя в породе дополнительные трещины, улучшающие условия притока нефти из пласта в скважину. При пулевой и торпедной перфорации цементный камень сильно растрескивается. Длина отдельных трещин достигает 1 м. При незначительной мощности перемычек между водяными и нефтяными горизонтами эти трещины могут послужить путями проникновения вод в нефтяной пласт. Поэтому для предупреждения растрескивания цементного камня рекомендуется проводить перфорацию спустя 6—10 ч после цементирования, пока камень еще не приобрел высокую прочность и хрупкость, или применять специальный латексцемент. Беспулевая перфорация производится либо с помощью кумулятивных зарядов, либо струей жидкости с песком (гидропескоструйная перфорация). При кумулятивной перфорации стенки колонны и цементный камень пробиваются направленной струей газов и расплавленного металла, образующейся при взрыве специальных зарядов. Эта струя обладает большой пробивной силой, обеспечивающей образование отверстий в обсадной колонне и цементном камне без значительного их повреждения. Кроме того, струя раскаленных газов, проникая в пласт, создает значительной глубины каналы, улучшающие фильтрационные свойства призабойной зоны. В последнее время получил довольно широкое применение гидропескоструйный способ перфорации. Особенно хорошо он зарекомендовал себя при простреле скважин с многоколонной конструкцией, а также при гидроразрыве пласта и кислотной обработке призабойной зоны. Гидропескоструйный метод перфорации скважин основан на использовании кинематической энергии и абразивности струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной в стенку скважины. Эта струя за короткое время образует отверстие в обсадной колонне и канал или щель в цементе и породе. Следует отметить, что беспулевые методы перфорации почти полностью вытеснили пулевую и торпедную. Установлено, что плотность перфорации (количество отверстий на 1 м интервала перфорации) пропорциональна продуктивности скважин. При выборе величины этого показателя учитывается характер пород, слагающих продуктивный пласт, и его коллекторские свойства. Против пластов, сложенных рыхлыми песками, имеющими хорошую проницаемость, плотность перфорации обычно бывает небольшой (4—6 отверстий на 1 м). Против плотных неоднородных пород-коллекторов плотность перфорации увеличивают. Перфорационные работы необходимо проводить в дневное время при участии геолога или старшего геолога нефтепромыслового управления. На проведение перфораторных работ партия должна иметь письменное распоряжение главного геолога управления с указанием интервалов прострела и числа отверстий. При проведении перфорации большое значение имеет определение глубины интервала прострела. В результате неточной отбивки глубины намеченной перфорации пласт может оказаться невскрытым. Точность определения глубины перфорации должна быть не ниже, чем при промыслово-геофизических исследованиях. Допустимая погрешность не должна превышать 1 м при глубинах до 2000 м и 1,5 м при глубинах более 2000 м. При перфорации скважин против глубоко залегающих продуктивных пластов (более 3500 м) точность определения намеченного интервала оказывается в ряде случаев недостаточной, особенно для объектов небольшой мощности. Для повышения достоверности определения положения продуктивного горизонта применяется специальный метод, носящий название «метод радиоактивного репера». Его сущность состоит в том, что в процессе записи кривых КС и ПС производят выстрел специальной дулей, содержащей некоторое количество радиоактивных веществ; при этом место прострела фиксируется на диаграмме. Выстрел делают на расстоянии 30—70 м от объекта, предназначенного для перфорации. Перед проведением перфорационных работ методом гамма-каротажа определяют положение радиоактивной пули и на кабеле ставят специальную метку. В дальнейшем расчет глубины интервала перфорации производится от этой метки. Этот метод позволяет попадать в пласт с точностью до 10— 20 см при глубине скважины более 3500 м. Освоение нефтяных, газовых и нагнетательных скважин Освоение нефтяной или газовой скважины перед сдачей в эксплуатацию должно производиться по установленному для нее плану. Приток нефти и газа из пласта в скважину может происходить лишь в том случае, если давление в пласте будет большим, чем давление у ее забоя. Поступление флюидов из пласта в скважину в ряде случаев зависит также от количества проникшего в пласт глинистого раствора и песка и от чистоты забоя. Поэтому для того, чтобы вызвать приток жидкости или газа в скважину, необходимо провести мероприятия по снижению забойного давления и очистке ее забоя. Чем больше разность между пластовым и забойным давлениями, тем интенсивнее жидкость и газ будут поступать в скважину. Снижение забойного давления достигается уменьшением плотности жидкости в скважине и понижением ее уровня. При освоении скважин с высоким пластовым давлением (фоя-танные скважины) в нее спускают до фильтра насосно-компрес-сорные трубы и на устье устанавливают фонтанную арматуру. После этого начинают закачивать воду в пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами. Глинистый раствор вытесняется водой и по подъемным трубам будет поступать на дневную поверхность. Если этим способом вызвать фонтанирование не удается, то воду заменяют на нефть. В случае, когда и этим способом вызвать приток не удается, прибегают к нагнетанию в скважину воздуха или газа. Если же применение перечисленных методов не дает должного эффекта, то прибегают к снижению уровня!жидкости в скважине при помощи компрессора. Для пластов, сложенных слабо сцементированными породами, а также для объектов, имеющих подошвенную воду, процесс освоения следует производить осторожно без резкого снижения давления на пласт. При освоении газовых скважин перед возбуждением притока газа с целью очистки забоя скважины (если нет опасности газового выброса из-за понижения противодавления на пласт) глинистый раствор заменяют водой. После этого в скважину спускают колонну фонтанных труб, по которым в дальнейшем происходит движение газа от забоя к устью. Возбуждение скважины при отсутствии фонтанных труб производится путем снижения уровня заполняющей ее жидкости до отметки, при которой разность между пластовым и забойным давлениями будет достаточна для разрушения глинистой корки на стенках забоя и преодоления давления столба жидкости; при этих условиях начинается приток газа из пласта в скважину. Как только начинается приток газа, снижение уровня жидкости прекращают и скважину очищают от оставшейся жидкости путем продувки. При наличии колонны фонтанных труб лучшим способом возбуждения газовой скважины является ее продавливание сжатым воздухом или газом. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Геолого-промысловый контроль — это изучение режима работы залежи в процессе разработки, выявление факторов, влияющих на динамику добычи нефти, и других технологических показателей, исследование условий извлечения нефти из пласта. Целью геолого-промыслового контроля является обоснование эффективных мер по улучшению условий разработки для достижения проектных (плановых) темпов нефтедобычи и нефтеотдачи (или превышения этих показателей, если для этого имеются реальные возможности). ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ИЗУЧЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ
Результаты геолого-промысловых исследований в процессе разработки систематизируются и анализируются для уточнения геологической основы контроля за разработкой. К числу построений, составляющих геологическую основу, относятся: 1) детальные схемы сопоставления разрезов эксплуатационного объекта в скважинах; 2) детальные геологические профили эксплуатационного объекта и отдельных его участков разработки. Эти профили являются основой для уточнения начального и текущего положения ВНК и ГВК по данным опробования, эксплуатации и исследования скважин; 3) детальные структурные карты кровли, подошвы эксплуатационного объекта и отдельных его пластов (пачек); 4) карты общей и эффективной (эффективной нефтегазонасыщенной) мощности эксплуатационного объекта и его отдельных пластов (пачек). Зональные карты. Карты песчанистости, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности, пьезопроводно-сти, гидропроводности. Эти карты качественно и количественно характеризуют геолого-физическую неоднородность; 5) карты начальной и текущей (за вычетом мощности обводненной части пласта) эффективной нефтегазонасыщенной мощности, карты начальных удельных запасов нефти (газа) объекта (пласта). Эти карты характеризуют динамику и полноту извлечения запасов нефти и газа по площади и мощности; 6) карты плотности, газонасыщенности и давлений насыщения нефти газом. Эти карты в сочетании с другими геологическими построениями позволяют оценить изменение плотности, газонасыщенности по отдельным участкам залежи в процессе разработки. Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:
|