|
Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторожденииУстойчивость 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
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
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 разработкиПри 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
НОВОСТИ |
ВХОД |
|
Рефераты бесплатно, реферат бесплатно, сочинения, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты, рефераты скачать, рефераты на тему, курсовые, дипломы, научные работы и многое другое. |
||
При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна. |