рефераты бесплатно
 
Главная | Карта сайта
рефераты бесплатно
РАЗДЕЛЫ

рефераты бесплатно
ПАРТНЕРЫ

рефераты бесплатно
АЛФАВИТ
... А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я

рефераты бесплатно
ПОИСК
Введите фамилию автора:


Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

Устойчивость пены определяли по методике ВНИИ.

При концентрациях хлористого кальция наибольшая устойчивость пены получается при 0,5 - 0,8% -ой концентрации ОП - 10 и 1,0 - 1,5% -ной стабилизатора КМЦ - 600.

В связи с этим пену можно создать как при 20% -ной концентрации хлористого кальция, так и при 30 - 40% -ной в зависимости от величины пластового давления.

Если пласт давление составляет 0,8 и ниже гидростатического, двухфазную пену можно образовать с концентрацией хлористого кальция 20%. При пластовом давлении 0,8 - 1,0 гидростатического концентрацию хлористого кальция можно принять равной 30 - 40%.

При степени аэрации 30 - 40 в нормальных условиях можно образовать двухфазную пену плотностью 1,0 г/см3. Приготовленная таким образом двухфазная пена, заполняющая нижнюю часть колонны, предохранит призабойную зону пласта от попадания в ней воды в процессе всего периода перфорации.

Частично проникающая в пласт двухфазная пена не оказывает отрицательного влияния на проницаемость коллектора, пена указанного компонентного состава будет содействовать частичной очистке призабойной зоны в процессе вызова притока жидкости (газа) из пласта.

Рекомендуемый способ перфорации эксплуатационной колонны имеет следующие преимущества:

возможность регулирования давления на забое скважины в широком диапозоне; достигается это путем изменения степени аэрации и объеьма пены, помещаемой в нижней части эксплуатационной колонны;

предотвращение попадания в призабойную зону пласта жидкости (глинистого раствора, воды) в процессе перфорации колонны.

Скважина имеет глубину 2500 м, пластовое давление составляет 0,8 гидростатического, коллектор песчано-алевритовый с содержанием набухающих глинистых веществ. Пласт вскрывали бурением с применением глинистого раствора. По соседним скважинам установлено, что приток жидкости из пласта начинается только после замены столба глинистого раствора водой и снижения уровня воды в скважине на 800 - 1000м.

Учитывая возможность проникновения в пласт после его вскрытия перфорацией некоторого количества двухфазной пены, примем, что закачанный объем пены в стволе скважины должен занимать в нижней ее части высоту 500 - 600м. Принимая диаметр эксплуатационной колонны равным 146 мм и степень аэрации 40, можно определить количество водного раствора ПАВ и воздуха для получения заданного объема пены.

Столб двухфазной пены в нижней части скважины высотой 600м будет испытывать давление столба жидкости, находящейся над пеной, равное 140 кгс/см2. При степени аэрации а = 40 объем воздуха, приходящийся на 1м3 пенообразующего раствора при этом давлении, составит 40: 140=0,3м3.

Объем ствола скважины высотой 600 м при диаметре колонны 146 мм составит 8 м³. Для получения такого объема пены необходимо закачать в скважину 6,5 м³ пенообразующей жидкости и (8-6,5) *140+360 м³ воздуха. Среднюю плотность пены на указанной глубине ориентировочно примем 0,8 г/см². Таким образом, если столб двухфазной пены высотой 600 м помещен в нижней части колоны, давление на забой скважины уменьшится всего на 12 кгс/см³, что примерно для безопасного ведения работ по периферии.

Продуктивный пласт вскрывают перфорацией при заданных условиях в следующем порядке.

До перфорации скважину промывают до забоя и насосно-компрессорные трубы устанавливают на уровне предполагаемых нижних перфорационных отверстий.

Предварительно готовят водный раствор ПАВ указанного компонентного состава. Объем водного раствора ПАВ принимаем равным 35 м³; 8 м³ этого объема предназначенного для приготовления пены, 26,5 м³ применяют в качестве буферной жидкости, которая во время перфорации должна находиться в скважине над двухфазной пеной.

Из емкости насосом водный раствор ПАВ в качестве первой порции буферной жидкости по линии подают в насосно-компрессорные трубы. Объем водного раствора ПАВ (первой порции буферной жидкости) принимают равным 9 м³. Вытесняемую из кольцевого пространства скважины жидкость по линии отводят в отдельную емкость

Затем в скважину закачивают заданный объем двухфазной пены. Для получения более устойчивой пены используют аэратор. Насос нагнетает водный раствор ПАВ, поступающий из емкости, в наружную трубу аэратора, воздух поступает во внутреннюю перфорированную трубу аэратора от компрессора. По линии пена поступает в насосно-компрессорные трубы; вытесняемая при этом жидкость из кольцевого пространства также поступает в отдельную емкость.

После закачки в насосно-компрессорные трубы заданного объема двухфазной пены вновь закачивают жидкость (воду или глинистый раствор) до выравнивания давлений в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве.

После выполнения операций по созданию в нижней части колонны столба двухфазной пены и буферной жидкости из скважины извлекают насосно-компрессорные трубы и приступают к работам по вскрытию пласта перфорацией.

Аналогичным образом можно вскрывать перфорацией продуктивные объекты, пластовое давление в которых намного ниже гидростатического. В этих условиях перед перфорацией в скважине помещают двухфазную пену с высотой степенью аэрации (50-60), а столб ее достигает максимума. Величины, над которым находится водный раствор поверхностно-активного вещества, который сохраняет равновесное состояние упругой системе и тем самым предотвращает самоизлив пены из скважины.

Если в процессе перфорации наблюдается снижение уровня, то в скважину закачивают набольшими порциями водный раствор поверхностно-активного вещества для сохранения статического уровня. Проникновение некоторого кол-ва пены в призабойную зону пласта, как уже отмечалось, не ухудшает его фильтрационных свойств.

Оборудование для вскрытия пласта

При вскрытии продуктивных пластов с применением пен используют следующее дополнительное оборудование: передвижные компрессоры, установку по разрушению пены, герметизирующее устройство устья скважины (вращающийся превентор), аэратор, обратный клапан, устанавливаемый в бурильных трубах, емкости для хранения и приготовления растворов ПАВ, приборы для замера расхода жидкости и воздуха (ДП-430).

Для образования пены следует применять передвижные компрессорные установки: УКП-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200.

Число компрессоров определяется расходом жидкости и степенью аэрации. Для бесперебойной работы необходимо иметь резервный компрессор.

В таблице 5.5 дана характеристика применяемых компрессоров.

Для образования пены можно применять также природный газ высокого давления и азот.

Таблица 5.5

Марка

Компрессора

Подача,

М3/мин

Давление нагнетания КГС/см2

Число ступеней

Сжатия

Габаритные размеры,

м

Масса,

Кг

Тип

станции

УКП-80

КПУ-16/100

КПУ-16/250

ДКС-7/200

8

16

16

7

80

100

250

200

4

4

5

5

6,62,592,87

113,143,65

10,93,143,65

8,642,853,74

16.100

28.000

28.500

19.900

Прицеп

Самоходная

на автомашине

КРАЗ-255Б

Установка по разрушению пен.

Замкнутая циркуляция пенообразующего раствора при вскрытии пласта с применением пен осуществляется путем разрушения ее в установке конструкции Укр НГГГГГаза. Принцип действия установки основан на дросселировании через клапан и вакуумировании потока пены, выходящего из скважины. Установка обеспечивает разрушение пены при расходе пенообразующего раствора до 30 л/с и степени аэрации до 80, при этом газосодержание пены снижается до 6-8%.

Установку рекомендуется располагать как можно ближе к скважине, при этом дегазированный пенообразующийся раствор необходимо сливать в ёмкость. Устье скважины соединяется с сепарационной камерой при помощи трубопровода диаметром 114 мм. Чтобы направить поток пены мимо установки в случае ее отказа в работе, монтируют отводную линию, направленную в земляную емкость.

Для создания безопасных условий работы буровой бригады и твода пены на установку по разрушению устье скважины оборудуют герметизирующим устройством.

Для герметизации устья скважины можно применять вращающиеся превенторы типа ПВ-156*320, ПВ-230*10, ПВ-307*10.

В таблице 5.6 приведена краткая техническая характеристика вращающихся превенторов.

Таблица 5.6

Техническая

хар-ка

ПВ-156*320 ПВ-230*320 ПВ-230*10 ПВ-307*10
Рабочее давление, кгс/см² 320 320 10 10
Диаметр приходного отверстия, мм 156 230 230 307
Наружный диаметр патрона, мм 380 510 360 360
Частота вращения ствола, о/мм: 100 100 120 120

Габаритные размеры, мм:

Высота

Длина

ширина

1400

770

560

1525

680

875

1100

690

670

1100

690

670

Масса превентора, кг 900 1300 440 480

В климатических условиях Приразломного месторождения данный вид работ можно производить только в летний период. Поэтому рассмотрим и просчитаем приемлемые для наших условий варианты вторичного вскрытия пласта.


5.4 Влияние типа и видов перфорации на коэфициент продуктивности скважины и отбор - вытеснения нефти в системе разработки

При вторичном вскрытии пласта на Приразломном месторождении как на любом другом важно знать:

1 влияние растворам глушения на призабойную зону пласта (ПЗП).

2 влияние тампонажного раствора при цементаже обсадной колонны на призабойную зону пласта.

влияние бурового раствора при первичном вскрытие пласта на призабойную зону пласта.

вид, тип и плотность перфорации для вторичного вскрытия пласта.

физико-химическое воздействие на ПЗП после вторичного вскрытия.

И если по первым трём пунктам принимается определение технологическое решение, то 4 и 5 пункт находится в состоянии отсутствия правильных технологических решений, в следствии чего приёмистость или приток по прослоях с различной проницаемостью оставляет погребённым значительное количество нефти, неравномерного вытеснения или неравномерных отборов. Поэтому рассмотрим эти пункты подробно.

Типы перфорации бывают следующие:

Пулевая

Сверлящая

Кумулятивная

Торпедная

Пескоструйная

Каждая из них обладает своими особенностями.

Виды кумулятивной перфорации бывают:

1 корпусные и безкорпусные;

2 одноразовые и многоразовые;

перфораторы разрушающиеся;

перфораторы спускаемые на трубах НКТ и на геофизическом кабеле.

Каждая перфорация характеризуется своими особенностями: диаметром перфорационного канала, его длиной, соотношениями:

 (5.1)

Основные типы и виды перфорации применяемые на Приразломном месторождении приводятся ниже.

По Приразломному месторождению в последние годы наблюдаются резкое обводнение продукции не согласующиеся с расчётным проектным.

Проведём анализ по вторичному вскрытию пласта.

Для пластов БС4-5 коэффициент проницаемости меняется от 1 мД. До 100 мД. в зависимости от геофизической характеристики пласта  относительной амплитуды собственных потенциалов, которая в свою очередь зависит от глинистости коллектора) принимаем плотность перфорации от 10 отверстий на метр при  до 20 отверстий при . Считалось, что двойное увеличение плотности перфорации равноценно аналогичному уменьшению коэффициента проницаемости.

Простой расчёт по методике, предложенный В.И. Щуровым с использованием его графиков (рисунки 5.1-5.3) приводит к следующим результатам:

1 рассчитаем при плотности перфорации 5-10 отверстий на метр сверлящим перфоратором ПС - 112; данные возьмём из двух прослоев с проницаемостями 35 мД и 70мД соответственно:


примем, что пористость меняется в этом случае незначительно

длина канала перфорации:

l01=l02=2cм

диаметр перфорационного канала:

d01=d02=12мм

мощность пласта:

N1=N2=13м

Диаметр скважины:

Д1=Д2=216мм

Поскольку на Приразломном месторождении пласт БС4-5 полностью нефтенасыщен, коэффициент несовершенства скважин по степени вскрытия будет равен 0 С1=0; график Щурова (приложении).

Определим С2 коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия)

Определим

 

график Щурова. Определим

(пД) 1=10 0,216=2,16;

(пД) 2=5 0,216=1,08;

определим

определим (С2) 1=10

определим (С2) 2=18

Посчитаем относительный дебиты для пластов одинаковой толщины, то есть это будет коэффициенты показывающие в каких пластах идёт более интенсивный отбор при данном виде перфорации

 

 (5.2)

то есть наименьшее проницаемый пласт будет выработан на 0,74 в то время как более проницаемый пласт вырабатывается в 1: 0,74=1,36 раза быстрее.

Как результат и вытеснение будет более интенсивно проходить в более проницаемом пласту, который за тем станет обводнённым.

Посчитаем ту же задачу для перфоратора ПС-103-технические характеристики следующие: диаметр отверстия d0=5мм=0,5см; длина перфорационного канала l0=10-12cм мощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м

Из графика Щурова следует

(С2) 1=1,6; (С2) 2=3

для данного вида перфорации

Следовательно, в плохо проницаемом пласту вытеснение или отбор нефти будет происходить медленее в 1/0,58 =1,7раза. Сделаем расчёт для перфоратора ПКСЛУ-80 со следующими техническими данными: d0=7мм=0,7см; длина перфорационного канала l0=21-22cм мощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м. Плотность перфорации:


Из графика Щурова следует

(С2) 1=0; (С2) 2=0,8

 (5.3)

то есть и в этом случае вытеснение или отбор идёт значительно хуже в слоях низкой проницаемостью 1/0,56=1,85раза.

Поэтому и происходит на Приразломное месторождение обводнение по прослоям с более высокой проницаемостью.

Для каждого конкретного случая следует подбирать вид перфоратора и плотность перфорации, которая соответствовала бы равномерным отборам - вытеснением по всем прослоям.

В настоящие время появились более мощные перфораторы:

RDX-DR - фирмы Шлюмберже


Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9


рефераты бесплатно
НОВОСТИ рефераты бесплатно
рефераты бесплатно
ВХОД рефераты бесплатно
Логин:
Пароль:
регистрация
забыли пароль?

рефераты бесплатно    
рефераты бесплатно
ТЕГИ рефераты бесплатно

Рефераты бесплатно, реферат бесплатно, сочинения, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты, рефераты скачать, рефераты на тему, курсовые, дипломы, научные работы и многое другое.


Copyright © 2012 г.
При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна.