Главная | Случайная
Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

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:

vikidalka.ru - 2015-2019 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных