Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

4.2 Выбор конструкции скважин

Конструкция скважин определяется диаметром эксплутационной колонны, гидрогеологическими условиями месторождения минимальным расходом материала.

Под конструкцией обсадной колоны следует понимать: подбор труб который должен обеспечить безаварийную эксплуатацию скважин, при минимальных капитальных вложениях. При этом следует иметь в виду, что конструкция скважин должна обладать высокой герметичностью и плотностью обсадных колонн и иметь надёжное цементное кольцо за колоннами.

При проектировании конструкций скважин, необходимо учитывать следующие основные условия:

1. Для предупреждения возможного гидроразрыва пород давлением флюида, обсадная колонна должна полностью перекрывать незакреплённую часть высоконапорного пласта.

2. С целью проведения возможных аварийных работ в скважине обсадные трубы должны обладать такой прочностью, при которой обеспечиваются достаточное сопротивление сминающим усилием при повышении давления в колонне.

3. Для предупреждения поглощений в скважинах месторождениях с аномально высоким давлением и большим этажом газоносности, следует цементировать поглощающие пласты, или перекрывать их обсадными колоннами до вскрытия продуктивного горизонта.

При проектировании оптимальных конструкций скважин наряду со сказанным, необходимо определить р нагнетания промывочной скважины в нефтеносные пласты по методике М.И. Потюкаева (в Дюкове-68). Сущность этой методики заключается в следующем. После обвязки устья в скважину закачивают промывочную жидкость с заданными парамитрами до тех пор пока не нагреется ее поглощение в исследуемый пласт. В это время определяют р при котором начинается поглощение, и подачу насосов. Отношение величины гидростатического р к пластовому позволяет определить критическую величину давления нагнетания.

Конструкции скважин предлагается также проектированию также с учетом того чтобы в процессе бурения давление на продуктивные пласты не превышало определенной критической величины. Повышенный перепад давления создает условия для засорения продуктивных горизонтов промывочной жидкостью и тампонажными материалами, в результате чего снижается дебит скважин, могут возникнуть нефтегазопроявления. В связи с этим следует особое внимание уделять качественному вскрытию продуктивных горизонтов. Допустимое углубление скважины в продуктивную. часть разреза (5) определяют по формуле:

 (4.1)

L-максимально допустимый интервал углубления в массовую залежь без перекрытия продуктивных пластов промежуточными колонами

Kkp - коэффициент характеризует критическую величину отношения гидростатического p промывочной жидкости к пластиковому давлению,

Выше который начинается поглощение;

K-коэффициент характеризующий превышение гидростат P промывочной жидкости

Над пластиковым в кровле газового пласта;

H-глубина кровли пласта в точке вскрытия

h - толщина пласта в точке вскрытия;

pb и pr - плотности соответственно пластовой воды и газа, кг/м³

Плотность бурового р-ра для вскрытия нефтяных пласта можно опр-ть по Ф-ле (3.1)

П. о проектирования конструкций газ. скважин с учетом p нагнетания бурового р-ра дает возможность определить max допустимую глубину вскрытия пласта и значительно сократить расходы на ликвидацию возможных осложнений.

Для нефтяных месторождений, имеющих высокие забойные температуры (на Приразломном месторождении температура пласта БС4-5 достигает 115 град. С) проектировании конструкций скважин необходимо использовать спец.

Цементные растворы, способные при твердении обеспечивать целостность

Кольца в затрубном пространстве. При расчете конструкций высокотемпературных скважин с резким колебанием температур следует

Учитывать склонность цементного камня к деформациям усадки и ползучести.

При проектировании конструкций скважин необходимо запланировать и диаметр эксплутационной колоны.

4.3 Техника для гидродинамических исследований

В настоящие время для комплексного непрерывного контроля за разработкой Приразломного месторождения применяется широкий спектр приборов, которую условно можно подразделить:

1 приборы наземных комплексов исследований (замерное устройство "Спутник", манометры различного предела измерений и класса точности, динамографы (микон), акустические скважинные эхолоты "Сонолог", и т.д.)

приборы дистанционные, спускаемые на геофизическом кабиле, комплексные (расходомеры-дебитомеры, глубинные: РГД-4, РГД-5М; Поток-4, Поток-5, имеющая комплексы термокондуктивной дебитометрия, влагомера, термометра, локатора муфт, гамма-каротажа, гамма-гамма-каратожа, резистивиметра, манометра)

приборы автономного действия включающие в себя:

пластоиспытатели: комплексный испытательный инструмент КИИ-146, КИИ-95, и другие;

пробоотборники;

автономные приборы спускаемые на проволоке: ПЛАСТ-4, ПЛАСТ-5, позволяющих вести регистрацию температуры и давления;

автономные приборы спускаемые на НКТ.

Данные приборы имеют размеры соответствующие диаметрам скважин, колонн учитывают особенности оборудования. Позволяют вести исследования в интервале пласта по колонне НКТ и межколонному пространству, прослеживать гидродинамические характеристики до места установки ЭЦН через насосно компрессорные трубы (НКТ), по межтрубному пространству исследовать работу ШГН, а при соответствующем оборудовании ШГН проходить на забой.

В настоящее время на Приразломном месторождении используются установки ЭЦН - REDA, которая имеет в компоновке датчики давлений с базой накопления данных в течение работы установки по определению давления на приёме насосов.

Поскольку на работу насосной установки оказывает влияние затрубное давление попутного газа, расчётный дебит получается завышенным, поэтому для оптимизации работы насоса необходимы данные по определению давления на приёме насоса, что обеспечивает накопленная база данных датчиком давления.

В настоящее время точность приборов манометра и термометра за счёт применения пьезо-термодатчиков повысилось в десятки и сотни раз, габариты приборов и их вес соответственно уменьшились до размеров, требовавших использования грузов.

Прибор ПЛАСТ-5М имеет следующие технические характеристики:

рабочий диапазон температур от минус 50град. С до плюс 120град. С;

время работы в автономном режиме - 3 месяца;

ёмкость памяти-120 тысяч точек;

точность определения температуры - 0,01град. С;

точность определения давления - 0,0003атм=300Па;

НИИПИ УФАНЕФТЬ предлагает к тому же расширить комплекс прибора высокоточным влагомером.

Подъёмники для работы с автономными и дистанционными приборами не претерпели существенного изменения. Используются подъёмники каратажные: ПК-2, ПК-5, подъёмники "Аист".

5. Специальная часть

Вторичное вскрытие пластов и его влияние на коэффициент продуктивности скважины и разработку месторождения

5.1 Состояния вскрытия пластов

Процесс вскрытия пласта является важнейшим этапом разработки нефтегазовых месторождений.

Высококачественное вскрытие горизонтов обуславливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из мало пронизываемых пропластов, что в конечном итоге способствует росту нефтегазоотдачи пластов.

Одним из основных условий повышения эффективности геологоразведочных работ является применение таких методов вскрытия и опробования, которые обеспечили бы сохранения естественного состояния коллектора, и следовательно, остаточную надежность результатов опробования на промышленную нефтегазоносность.

Очевидно, что только такие данные, которые отражают фактическое состояние коллектора, могут явиться основой для оценки общих и извлекаемых запасов нефти и газа.

В нефтегазопромысловой практике встречается немало случаев, когда скважины, которые при бурении показывали хорошие признаки нефтеносности и бурно проявляли себя после ввода их в эксплуатацию или вовсе не показывали признаков нефтегазоносности, или работали с малой производительностью.

Следовательно, возникает необходимость создания высоких депрессий при освоении и эксплуатации скважин, что отрицательно сказывается на эксплуатации залежей, коллекторы которых сложены несцементированными или слабосцементированы песками, а так же при наличии пластовых вод. Повышение депрессии при неустойчивых коллекторах приводят к нарушению ПЗ, что может вызвать слом эксплуатационной колоны и преждевременный выход скважины из строя; при наличии же подошвенных вод происходит преждевременное обводнение скважины.

Практика применения промывочной жесткости на водной основе показала, что проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промысловой жесткости в период вскрытия является основной причиной ухудшения коллекторских свойств пласта. Лабораторными исследованиями установлено, что вода снижает естественную проницаемость коллектора на 50% и более.

Глинистый раствор относительно в меньшей мере ухудшает фильтрационную характеристику коллектора, чем вода.

Отрицательное влияние низкого качества вскрытия пласта наиболее значительно сказывается в случаях, когда пластовое давление ниже гидростатического. Аномально низкое пластовое давление встречается в процессе доразработки.

Проницаемость ПЗ в немалой степени снижается также и в процессе вскрытия пласта перфораций. Это объясняется тем, что качество жесткости, заполняющей ствол скважины перед перфорацией обычно бывает низким и не обеспечивает сохранения естественной проницаемости коллектора после перфорации.

Так обычно, продуктивный пласт в процессе его вскрытия многократно подвергается воздействию промывочной жесткости. В результате этого существенно ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП.

При вскрытии пластов в глубоких скважинах высокие температуры оказывают существенное влияние на водоотдачу глинистого раствора. С повышением температуры усиливается коагуляция и образуется легко размываемые рыхлые корки. При t 150С водоотдача возрастает в 6-8 раз.

5.2 Основные факторы определяющие качество вскрытия пластов

Среди таких факторов по [Аминяну] можно выделить

1) объем информации, получаемый в процессе вскрытия пласта бурением;

2) надежность разобщения пластов как в пределах вскрытой мощности продольного пласта, так и выше кровли и ниже подошвы пласта;

3) степень использования вскрытой мощности пласта;

4) состояние ПЗП.

Объем информации, получаемый в процессе вскрытия пласта бурением

На стадии поисковых и разведочных работ, на которых находится Приразломного месторождение необходимо получать максимальную информацию, позволяющую изучить:

Состав пород-коллекторов и тип коллекторов как по керну так и по шламу;

геолого-физические свойства коллектора и физико-химическую характеристику насыщающих его флюидов;

метологические особенности пласта;

продуктивность отдельных пластов и прослоев при различных депрессиях;

тип промывочных жесткостей для первичного и вторичного вскрытия пласта.

Надежность разобщения пластов

Надежность разобщения пластов в зоне продуктивной части, выше кровли и ниже подошвы продуктивного объекта, а также создание непроницаемого цементного кольца за эксплуатационной колонной имеет решающие значение для успешной работы эксплуатационных скважин и всей залежи в целом.

Обычно качество цементирования эксплуатационных колонн оценивается подъемом цементного раствора до заданной высоты, достижением хорошей сцепляемости цемента с породой и колонной, предотвращением межколонных перетоков жидкости и газа.

Однако вследствие больших плотностей цементных растворов создаются избыточные давления на плост, что часто приводит к гидроразрыву и поглощению цементного раствора и, следовательно, к закупорке нарытой среды.

Надежность разобщения пластов следует изучать во всех скважинах на стадии поисково-разведочных работ, так и при разбуривании залежи.

Плотность бурового раствора. для вскрытия нефтяного пласта в <Дюкове> выражается через коэффициент избыточного давления Кизб и плотность пластовой воды:

 (4.2)

где k-коэффициент, характеризующий превышение гидростатического давления промывочной жидкости над пластовым в кровле пласта.

Степень использования вскрытой мощности пласта

При разработке Нефтяных месторождений в настоящее время широко практикуется вскрытие перфорацией мощностей продуктивной зоны залежи. Это связано с желанием вовлечь в разработку возможно большие мощности продуктивных пластов по <Амиян> можно выразить следующим образом:

 (4.3)

где: КИ - коэффициент использования вскрытой мощности пласта; МР - работающая мощность пласта; МВ - вскрытая мощность пласта;

Коэффициент использования вскрытой мощности продуктивного пласта является одним из важнейших показателей качества вскрытия пласта, повышение степени извлечения нефти и газа из недр. Этот коэффициент должен служить определяющим показателем возможности объединения нескольких пластов и прослоев в один эксплуатационный объект.

Величина Ки не постоянна во времени и зависит от периода эксплуатации залежи и способа вскрытия пласта. По мере извлечения пластового Р условия работы залежи будут отличаться от условий начального периода эксплуатаций. В связи с этим при необходимости бурение новых скважин для доразработки залежи следует вскрывать пласт с учетом изменившихся условий.

Состояние ПЗП.

Наиболее приемлемым способом определения состояния ПЗП является определение величины ОП - отношение продуктивностей, показывающей, во сколько раз реальный дебит скважины отличается от теоретического. В связи с тем, что различие между продуктивностями определяется только проницаемостью пород, например, ОП рассматривают <Амиян>, как отношение:

, (4.3)

где

Qф - фактический дебит скважины;

Qт - теоретический дебит скважины (вскрытие пласта без ухудшения его фильтрационных свойств);

Параметр ОП показывает, какую долю теоретически возможного дебита в случае идеального вскрытия пласта имеет скважина при реальных условиях вскрытия.

Методы повышения качества вскрытия.

Под высоким качеством вскрытия продуктивного пласта следует понимать выполнение комплекса операции по завершению скважины с применением таких технологических приемов которые обеспечивают сохранение естественной проницаемости ПЗП

К основным задачам решение которых может обеспечить достижение этой цели, можно отнести:

выбор типа бурового раствора для вскрытия пласта;

выбор конструкции скважины и способа цементирования колонны;

определение интервала перфорации;

определение раствора глушения;

определение типа и вида перфорации;

определение плотности перфорации;

воздействие на пласт после перфорации;

способ вызова притока.

Рассмотрим технику и технологию вторичного вскрытия пласта с использованием пенных систем, представленные в следующем разделе.

5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с применением пенных систем

Как известно, продуктивный пласт вскрывают перфорацией после заполнения скважины той жидкостью, которую применяли при вскрытии пласта бурением. Так как процесс перфорации часто происходит длительное время, в призабойную зону проникает вода или фильтрат промывочной жидкости (глинистого раствора), что существенно ухудшает фильтрационные свойства коллектора. Как правило, при перфорации применяют глинистый раствор низкого качества с высокой водоотдачей, поэтому количество проникшего в пласт фильтрата бывает значительным. После перфорации глинистый раствор заменяют водой. В процессе этих работ в пласт дополнительно проникает как фильтрат глинистого раствора, так и вода. Если после полной замены глинистого раствора в стволе скважины водой отсутствует приток жидкости (газа) из пласта, то начинают снижать уровень воды в скважине путем закачки сжатого воздуха (компрессором), газа высокого давления (из газопровода высокого давления) или азота с помощью специальных установок. В процессе этих работ в пласт вновь проникает некоторое количество воды.

Таким образом, от начала перфорации до получения притока жидкости (газа) из пласта в призабойную зону проникает большое количество фильтрата промывочной жидкости и воды, что ведет к существенному снижению естественной проницаемости коллектора.

Для частичного устранения этих недостатков иногда до начала иногда до начала перфорации в нижней части эксплуатационной колонны помещают раствор на углеводной основе или водный раствор ПАВ.

Оба способа до некоторой степени отвечают условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия перфорацией. Однако при пластовом давлении намного ниже гидростатического применение водного раствора ПАВ может привести к отрицательным результатам вследствие того, что по мере проникновения водного раствора ПАВ в глубь пласта содержание ПАВ в воде резко уменьшится из-за адсорбации его на поверхности породы, и в связи с этим проницаемость удаленной зоны продуктивного пласта ухудшится. Отрицательное влияние водного раствора ПАВ будет тем интенсивнее, чем больше глинистых веществ содержится в продуктивном пласте и чем ниже пластовое давление по сравнению с гидростатическим.

Наиболее прогрессивным техническим решением является применение растворов на углеводородной основе. Однако, при пластовом давлении намного ниже гидростатического (0,7 и ниже) применение растворов на углеводородной основе также может привести к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта вследствие проникновения в него вместе с раствором на углеводной основе большого количества воды. Если даже весь ствол скважины перед перфорацией будет заполнен раствором на углеводной основе, то при пластовом давлении, равном 0,7 и ниже гидростатического, вследствие проникновения в пласт этого раствора в большом количестве трудно будет вызвать приток жидкости и газа из пласта из-за высокой вязкости системы и ее структурно-механических свойств. В указанных условиях наиболее целесообразным является применение пен.

Сущность рекомендуемого способа состоит в том, что в нижней части эксплуатационной колонны до проведения процесса вскрытия пласта перфорацией помещают столб пены, поверх которого должна находиться пенообразующая жидкость. Поскольку пена в нижней части колонны находится довольно длительное время, то может произойти частичное разделение фаз. Однако газовая фаза будет двигаться вверх и, встретив на своем пути пенообразующую жидкость, вновь образует пену. Таким образом, предотвращается разрушение пены, помещенной в нижней части эксплуатационной колонны на период вскрытия пласта перфорацией. Разрушению пены препятствует также давление столба жидкости в стволе скважины, находящейся над столбом пены.

Объем пены определяют с учетом следующих условий:

Объем пены, помещаемой в нижней части колонны, не должен вызывать притока жидкости (газа) из пласта в процессе перфорации;

Объем пены должен препятствовать проникновению в пласт жидкости (воды, глинистого раствора), находящейся в стволе скважины;

Гидростатическое давление столба жидкости (воды, глинистого раствора) с добавкой ПАВ, находящейся над столбом пены в скважине, должно быть выше величины упругой энергии пены.

Для выполнения этих условий рекомендуется образовать двухфазную пену следующего компонентного состава: поверхностно-активное вещество, стабилизатор, хлористый кальций.

Указанные компоненты предварительно растворяются в воде, а затем перед закачкой в скважину приготовленный водный раствор вспенивают.

Результаты лабораторных исследований устойчивости пены, приготовленной на основе водных растворов ОП -10, стабилизатора КМЦ - 600 и хлористого кальция, Предоставлены в таблице - 5.4

Таблица 5.4-компонентный состав пен

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9