1. Совершенствование кумулятивной перфорации. Плотность перфорации. Перфорационные жидкости
 Скачать 110.81 Kb.
|
|
1. Совершенствование кумулятивной перфорации. Плотность перфорации. Перфорационные жидкости Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества, облицованной тонким металлическим покрытием. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки - пробивает канал. Устройство для перфорации скважины включает детонирующий шнур, корпус, заряд взрывчатого вещества, установленный с зазором со стороны детонирующего шнура, и облицовку. Совершенствование кумулятивной перфорации: (увеличение диаметра отверстий и глубины проникновения в пласт при почти двукратном снижении фугасности для уменьшения отрицательных последствий для крепи скважины); -увеличение объема работ по бесперфораторному вскрытию пласта (сверление, гидромеханическое вскрытие, применение разрушаемых заглушек); -увеличение объема работ по перфорации под депрессией; -разработка рецептур перфорационных жидкостей. Плотность перфорации: в 90-х годах двадцатого столетия: для песчаников 10-15 отв/м; для карбонатов - 20-25 отв/м; В настоящее время с учетом наличия перфораторов с повышенными техническими возможностями и результатов ОПР: для песчаников 5 отв/м; для карбонатов 10 отв/м; Перфорационные жидкости: -совместимость перфорационных жидкостей с породой пласта, насыщающими его флюидами и фильтратом промывочной жидкости (лабораторные исследования) В качестве П/Ж используют пластовые воды: Плотностью 1180 кг/м3 (девонские отложения) и 1120 кг/м3 (карбоновые отложения), обработанные водорастворимыми ПАВ; Пластовая вода хлоркальциевого типа (Д) способствует агрегированию глинистых частиц в пласте, в результате уменьшаются негативные последствия вскрытия пласта с промывкой глинистым раствором. ПАВ - эффективно снижают поверхностное натяжение и краевой угол смачивания; - способствуют увеличению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды; наибольшей активностью обладает реагент АФ9-12 как в пресной, так и в минерализованных водах Реагенты МЛ-81Б, СИНОЛ-АН-1 обладают меньшей поверхностной активностью в пресной воде и нулевой - в пластовых водах Реагент Реапон-ИФ занимает промежуточное положение, глинистых частиц в пласте, в результате уменьшаются негативные последствия вскрытия пласта с промывкой глинистым раствором. 2. Регулирование охвата воздействием при вторичном вскрытии пластов. Выработка запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов Регулирование равномерности выработки отдельных прослоев пласта и отдельных пластов многопластового объекта разработки при вторичном вскрытии проводят в следующей последовательности: · согласно технологической схеме или текущему состоянию разработки выбирают пласт или пласты, подлежащие вскрытию; · выделяют интервалы с различными коллекторскими свойствами, например, проницаемостью выбранного пласта или пластов; ·производят перфорацию с различной плотностью в зависимости от проницаемости отдельных прослоев пласта и отдельных пластов, при наличии в пласте ВНК перфорацию нефтенасыщенной толщины производят плотностью от оптимального на кровле пласта до нуля по направлению ВНК по толщине пласта; · при необходимости вскрытие отдельных пластов или прослоев пласта перфорацией совмещают с другими методами вскрытия. Регулирование равномерности выработки пластов должно осуществляться на основе изучения динамики распределения нефтенасыщенности по толщине и площади пластов. Наряду с картами распределения текущей нефтенасыщенности по пластам при оперативном управлении процессом выработки отдельных участков необходимо использовать информацию геофизических, гидродинамических исследований, полученную по пластам эксплуатируемых скважин (расходометрия, дебитометрия, термометрия, индикаторные кривые и т.д.), обводненности, перепадам давления и зависимостей дебита нефти скважин, темпов отбора нефти от различных параметров. При этом оптимизация коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия по отдельным прослоям или пластам, например, путем изменения плотности перфорации является одним из способов регулирования равномерности выработки запасов нефти. Регулирование охвата воздействием при вторичном вскрытии пластов: ведутся ОПР по механическим методам вторичного вскрытия - продольное фрезерование колонны, цементного камня и породы, создание канала гидродинамической связи с пластом; Из-за небольшой промысловой статистики делать обобщающие выводы по этим технологиям пока преждевременно, хотя имеются многообещающие результаты. Выработка запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов: Происходит интенсивная фильтрация флюидов по высокопроницаемым пропласткам и участкам коллекторов; Различная скорость фильтрации приводит к прорывам воды по таким пропласткам и участкам коллекторов ; При наличии в пласте ВНК (начального или возникшего при заводнении) эксплуатация скважин сопровождается образованием конуса обводнения; Для пластов с ВВН ускоряется процесс промыва закачиваемых вод по более проницаемымпропласткам и участкам из-за увеличения соотношения вязкостей нефти и воды. 3. Последовательность регулирования равномерности выработки пластов многопластового объекта разработки при вторичном вскрытии. Исходная информация для регулирования равномерности выработки запасов нефти. Последовательность регулирования равномерности выработки пластов многопластового объекта разработки при вторичном вскрытии: -согласно техсхеме или текущему состоянию разработки выбирают пласт или пласты, подлежащие вскрытию; -выбирают интервалы с различными коллекторскими свойствами (например, проницаемостью выбранного пласта или пластов); -проводят перфорацию с различной плотностью в зависимости от проницаемости отдельных прослоев пласта и отдельных пластов, при наличии в пласте ВНК перфорацию нефтенасыщенной толщины производят плотностью от оптимальной на кровле пласта до нуля по направлению к ВНК по толщине пласта; -при необходимости вскрытие отдельных пластов или прослоев пласта перфорацией совмещают с другими методами вскрытия; Исходная информация для регулирования равномерности выработки запасов нефти: -Изучение динамики распределения нефтенасыщенности по толщине и площади пластов; -Построение карт распределения текущей и остаточной нефтенасыщенности по пластам; -Использование информации геофизических, гидродинамических исследований по пластам (расходометрия, дебитометрия, термометрия, индикаторные кривые); -Данные по обводненности, перепадам давления и зависимостям дебита нефти скважин, темпов отбора нефти от различных параметров. 4. Область применения регулирования равномерности выработки запасов нефти. Цель совершенствования вторичного вскрытия. Оптимальное вторичное вскрытие Область применения регулирования равномерности выработки запасов нефти: -Объекты разработки, имеющие неоднородность по коллекторским свойствам или насыщенности; -Вторичное вскрытие после бурения или при различных воздействиях на пласты в ДС и НС (при ОПЗ, ГРП, ГПП, бурении горизонтальных стволов, селективной изоляции пластов и т.д.) самостоятельно или в сочетании с другими методами регулирования выработки запасов нефти. Цель совершенствования вторичного вскрытия: -увеличение нефтеотдачи пластов за счет повышения охвата выработкой, вовлечения в работу невырабатываемых пластов при их совместной разработке; -сокращение сроков разработки месторождений достижением равномерности выработки отдельных прослоев пласта или отдельных пластов многопластового объекта разработки. Оптимальное вторичное вскрытие: вскрытие пласта или пластов многопластового объекта разработки, обеспечивающее: -максимальный текущий и накопленный отбор нефти со скважины; -наибольший охват запасов нефти выработкой; -равномерное вытеснение нефти закачиваемым агентом (водой) к добывающим скважинам по всем продуктивным пластам и прослоям пласта. 5. Сущность ТГХВ и разновидности процессов. Сущность ТГХВ: комплексное воздействие (взрывные методы ОПЗ); основано на использовании взрывчатых веществ и направлено на создание повышенного давления в ПЗП, приводящего к образованию в пласте развитой системы трещин, что в значительной степени повышает проницаемость ПЗП. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины (ТГХВ) заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до долей секунды. В соответствии с этим изменяется и газоприток, т.е. скорость выделения газа при сгорании пороха, что определяет давление и температуру в зоне горения. Кроме того, интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого заряда, которое может изменяться от 20 до 500 кг. Разновидности процессов: 1) При быстром сгорании (доли секунды) давление на забое достигает 30—100 МПа, столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции - осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих (аналогично ГРП, но без закрепления образовавшихся трещин наполнителем); 2) При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая температура (до 250 °С) - происходит прогрев ПЗС. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам вглубь пласта, расплавляют АСПВ, выпавшие в ПЗ в процессе эксплуатации скважины (аналогично термическому воздействию на пласт). 6. Механизм действия ТГХВ, аппараты. Преимущества ТГХВ, расход порохового состава Механизм действия ТГХВ: -При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения (углекислый газ) которые, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой; -Под действием повышенного давления образуется сеть микротрещин, увеличивающих проницаемость пласта; -продуктивность скважины повышается. Аппараты: спускаются на бронированном кабеле -Аккумуляторы давления скважинные (АДС); -Пороховые генераторы давления бескорпусные (ПГД БК); -Выбор соответствующей модели зависит от геолого-технических характеристик скважины и схемы обработки в каждом конкретном случае; -Аппараты инициируются электрическими воспламенителями, имеющими проволочную спираль, нагреваемую электрическим током (АДС) и пиропатронами (ПГД БК). Расход порохового состава: Конструкция пороховых изделий позволяет компоновать пороховой заряд для производства ТГХВ до 500 кг и более. - Для ТГХВ разработаны модификации: АДС-5, АДС-6, АДС-7, АДС-8 расход порохового состава - На одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового состава, дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, дополнительная закачка воды — 418 м3/кг Преимущества ТГХВ - Применение ТГХВ допускается в ДС и НС как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах - Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом или приемистостью составляет от двух месяцев до двух лет - На одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового состава, дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, дополнительная закачка воды — 418 м3/кг - операции ТГХВ просты и сравнительно дешевы - затрачивают 2—3 ч времени, тогда как на обычный гидроразрыв тратится 2—З сут 7. Основные особенности использования корпусных аппаратов АДС-5,6,7,8 и бескорпусных аппаратов ПГД-БК. Основные особенности использования корпусных аппаратов АДС-5,6,7,8: -Заряд воспламеняется от электрической спирали; -Сгорание порохового заряда сопровождается выделением газов с интенсивностью 1000—1500 л/с ; -Прочный корпус, в котором происходит горение, имеет в верхней и нижней частях штуцеры для регулировки скорости истечения газов в скважину; -Давление газов в камере к концу горения достигает 100 Мпа; -Масса аппарата до 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций. Основные особенности использования бескорпусных аппаратов ПГД-БК: -В пластах, сложенных прочными породами (известняки, песчаники) с неравномерной проницаемостью, с участками, засоренными в процессе бурения; -Рекомендуется дополнительно перфорировать интервал, в котором предполагается создать трещины. Корпусные аппараты для ТГХВ – АДС - Заряд воспламеняется от электрической спирали - Сгорание порохового заряда сопровождается выделением газов с интенсивностью 1000—1500 л/с - Прочный корпус, в котором происходит горение, имеет в верхней и нижней частях штуцеры для регулировки скорости истечения газов в скважину - Давление газов в камере к концу горения достигает 100 МПа - Масса аппарата до 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций АДС-5 - Опускают в скважину при необходимости прогрева пласта - снаряд устанавливают на забой, если расстояние забоя от нижних дыр перфорации скважины не превышает 2—3 м. В противном случае на забое делают песчаную подушку - Заряд воспламеняют подачей электрического напряжения по кабелю на спираль накаливания. Горение начинается с верхнего торца порохового заряда, так как распространению горения на боковую поверхность препятствует жидкость, находящаяся в скважине. После сгорания первой шашки, снабженной воспламенителем, горение передается по специальному каналу следующей шашке. - Полное время сгорания заряда в снаряде АДС-5 при давлении 5 МПа и при воспламенении заряда только с одного верхнего торца первой шашки может достигать 200 с. (Поэтому давление на забое скважины возрастает постепенно и не приводит к гидроразрыву пласта - в месте установки заряда температура достигает 250 °С, что приводит к удалению твердых отложений в призабойной зоне и частичному разрушению твердого скелета пласта) АДС-6 - для разрыва пласта в нефтяных или нагнетательных скважинах - снаряд АДС-6 состоит из нескольких пороховых шашек, соединенных вместе в длинную гирлянду со сквозным внутренним каналом. В верхнем торце верхней шашки и в нижнем торце нижней шашки имеются электрические спирали-воспламенители. Для сокращения продолжительности горения воспламенитель может устанавливаться и в средней части заряда. При наличии внешнего давления АДС-6 сгорает за 3,3 с - Быстрое сгорание порохового заряда позволяет создавать необходимые для ГРП давления без использования пакера, роль которого в этом случае выполняет столб жидкости - При быстром сжигании заряда не исключается тепловое и химическое воздействие на ПЗС ПГД БК используют - В пластах, сложенных прочными породами (известняки, песчаники) с неравномерной проницаемостью, с участками, засоренными в процессе бурения - Рекомендуется дополнительно перфорировать интервал, в котором предполагается создать трещины ПГД БК применяют в скважинах - с внутренним диаметром не менее 98 мм, в которых по результатам ГДИС установлено, что ФЕС в прискважинной зоне ухудшены в радиусе не более 3 м - после перфорации или ОПЗ каким-либо методом притока нет или он незначителен - Обработка генератором производится при сниженном уровне скважинной жидкости - Разрыв проводят на воде с ПАВ, хлористым кальцием или нефти для исключения засорения ПЗС 8. Условия эффективного применения ТГХВ. Осложнения при ТГХВ (в добывающих и нагнетательных скважинах). Условия эффективного применения ТГХВ: -Применение ТГХВ допускается в ДС и НС как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах; -Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом или приемистостью составляет от двух месяцев до двух лет; -На одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового состава, дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, дополнительная закачка воды — 418 м3/кг; -Операции ТГХВ просты и сравнительно дешевы - затрачивают 2—3 ч времени, тогда как на обычный гидроразрыв тратится 2—З сут . Осложнения при ТГХВ (в добывающих и нагнетательных скважинах): При быстром сгорании заряда происходят: -выбросы жидкости; -прихваты кабеля; -разрывы обсадной колонны; Для предупреждения выброса необходимо держать уровень жидкости ниже устья примерно на 50 м, а устье герметизировать специальным сальником (пространство над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного компенсатора); -часто не удается понизить уровень (происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью) -В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а боковые отводы АУ оставляют открытыми на случай выброса 9. Проведение ТГХВ в пластах большой толщины с низкой проницаемостью. Обработка проводится ступенчато, т.к. сжигание большого количества пороха опасно Ступенчатые обработки производят с постепенным увеличением массы порохового состава и не ранее чем через 2 ч после предыдущей обработки (из-за повышенной температуры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда); Для исключения отрыва от кабеля горящего порохового снаряда (под действием собственного веса и реактивных сил, создаваемых струями горячих газов) и падения в зумпф на забой скважины целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка или созданием цементной пробки. |