1. Совершенствование кумулятивной перфорации. Плотность перфорации. Перфорационные жидкости
 Скачать 110.81 Kb.
|
|
17.Вибросейсмическое воздействие. Основные процессы при ВСВ.Преимущества и механизмы действия технологии ВСВ Вибросейсмическое воздействие: возник вследствие отмеченной взаимосвязи между землетрясениями и последующим увеличением дебитов скважин на месторождениях, расположенных вблизи эпицентров. Метод площадного ВСВ основан на способности низкочастотных сейсмических волн, распространяющихся по горной породе, проникать на большие расстояния от источника колебаний, обеспечивая высокие коэффициенты охвата. ВСВ может осуществляться - Через ПЗС скважинными виброисточниками - С поверхностными виброисточниками с передачей энергии на ПЗС через волновод Основные процессы при ВСВ: -Возникают кольцеобразные чередующиеся субвертикальные зоны разуплотнения и уплотнения, увеличивается акустическая эмиссия в зоне продуктивного пласта, наблюдаются увеличение и уменьшение дебита скважин, происходит сепарация жидкости в стволе скважины. -Метод ВСВ на пласт направлен на увеличение степени извлечения нефти на месторождениях, находящихся в поздних стадиях разработки за счет низкочастотного воздействия упругими волновыми колебаниями. -При ВСВ на обводненный нефтяной пласт во много раз может быть сокращено время гравитационного разделения нефти и воды (на 2-3 порядка) Преимущества: -масштабное воздействие на значительную часть пласта (площадь воздействия – десятки квадратных километров); -направленность на получение эффекта в зонах, где положительное влияние традиционного заводнения исчерпано; -использование структуры распределения остаточных запасов нефти и особенностей пробуренного фонда скважин; -снижение обводненности в зонах охвата на 15-20%, позволяющее вовлечь остаточные запасы нефти в активную разработку; -способность комплексного воздействия на продуктивный пласт, т.е. происходит увеличение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением по сравнению с применяемыми стандартными методами. Механизмы действия технологии ВСВ: -изменение фазовых проницаемостей для нефти и воды за счет существенного уменьшения вязкости, увеличения их подвижностей в пластовых условиях и вовлечения в разработку капиллярно-связанной нефти; -интенсификация процесса аккумуляции рассеянных капель нефти в более крупные и подвижные соединения; -значительное ускорение процесса гравитационной сегрегации нефти и воды в пластовых условиях; -вовлечение в разработку изолированных скоплений нефти, менее проницаемых, не охваченных разработкой пропластков. Преимущества технологии ВСВ - масштабное воздействие на значительную часть пласта (площадь воздействия – десятки квадратных километров); - направленность на получение эффекта в зонах, где положительное влияние традиционного заводнения исчерпано; - использование структуры распределения остаточных запасов нефти и особенностей пробуренного фонда скважин; - снижение обводненности в зонах охвата на 15-20%, позволяющее вовлечь остаточные запасы нефти в активную разработку; - способность комплексного воздействия на продуктивный пласт, т.е. происходит увеличение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением по сравнению с применяемыми стандартными методами. 18.Задачи применения горизонтальных технологий. Объекты, разрабатываемые с применением горизонтальных технологий Задачи применения горизонтальных технологий: -Выработка запасов под населенными пунктами и санитарно-защитными (природоохранными, курортными) зонами -Форсирование ввода запасов нефти в разработку -Выработка запасов нефти тупиковых и линзовидных участков нерентабельных по запасам для размещения самостоятельной сетки ВС -Выработка запасов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов -Уменьшение затрат на 1 т добытой нефти за счет уменьшения проектного фонда ДС и экономии на инфраструктуре -Создание систем заводнения в пластах небольшой толщины с ограничением пласта по разрезу непроницаемыми породами -Интенсификация добычи нефти путем увеличения дебита добываемой продукции. Объекты, разрабатываемые с применением горизонтальных технологий: Башкирско-серпуховской Тульско-бобриковскийТурнейский 87% от общего числа ГС в РТ пробурено с целью выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из карбонатных коллекторов среднего и нижнего карбона 19.Увеличение охвата воздействия бурением горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов скважин (БГС) Увеличение охвата воздействия бурением горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов скважин (БГС): -увеличение охвата выработкой запасов нефти за счет вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных пропластков, линз, застойных зон -увеличение потенциальных возможностей гидродинамических методов регулирования разработки как одного из основных методов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. Применение ГС - Эффективно как на начальной стадии разработки, так и на поздней (при благоприятном геологическом строении). - Обеспечивает высокий охват пласта заводнением и выработкой (из-за наличия протяженной зоны дренирования и ГС позволяют: - включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти - решить ряд важных проблем РНМ - разрабатывать месторождения при пластовых давлениях, близких начальному - получать дебиты в 2,5-3 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях 20.Применение ГС на поздней стадии разработки. Преимущества ГС. Применение ГС на поздней стадии разработки: Эффективно как на начальной стадии разработки, так и на поздней (при благоприятном геологическом строении). Обеспечивает высокий охват пласта заводнением и выработкой (из-за наличия протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления ПЗ ГС). ГС позволяют: включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти ; решить ряд важных проблем РНМ ; разрабатывать месторождения при пластовых давлениях, близких начальному ; получать дебиты в 2,5-3 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях/ Преимущества ГС: -снижают затраты на добычу нефти; -увеличивают темпы отборов нефти, текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения. •Обеспечивает высокий охват пласта заводнением (из-за наличия протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления ПЗ ГС). •Позволяет включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти. •Позволяет решить ряд важных проблем РНМ. •Позволяет разрабатывать месторождения при пластовых давлениях, близких начальному. •Позволяет получать дебиты в 2,5-3 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях 21.Размещение горизонтальных скважин на разрабатываемых многопластовых месторождениях с учетом особенностей геологического строения ГС размещаются в зависимости от следующих геологических критериев: -минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 4 м; -наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между нефтенасыщенными и водонасыщенными или газонасыщенными коллекторами; -возможность бурения горизонтального ствола в верхней части пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; -проводка горизонтального ствола по горизонтальной, либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов в его вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора; -эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового ствола составляет 8,0 – 200,0 - 350 м в зависимости от реализованной сетки скважин. Эффективность применения ГТ зависит: • от особенностей геологического строения продуктивного пласта 1)его расчлененности и анизотропии 2)характератрещиноватости 3)неоднородности 4)пористости и проницаемости 5)толщины 22. Достоверные данные при забуривании ГС. Основные правила при определении положения ГС Достоверные данные при забуривании ГС: -детальное строение пластов, -карты изобар по каждому из пластов эксплуатационного объекта -карты толщин и проницаемостей -данные о положении ВНК Основные правила при определении положения ГС: -Забой горизонтальной скважины не должен быть направлен в сторону ВНК и навстречу фильтрационному потоку (нагнетательной скважине) -Забой горизонтальной скважины не должен располагаться вдоль границы зон различной проницаемости Эффективность применения ГТ зависит: • от особенностей геологического строения продуктивного пласта 1)его расчлененности и анизотропии 2)характератрещиноватости 3)неоднородности 4)пористости и проницаемости 5)толщины 23.Размещение горизонтальных скважин и боковых стволов с учетом направления трещиноватости в карбонатных коллекторах При направлении ГС вдоль трещин происходит резкое обводнение продукции. Безводный период – сотые доли объема пор пласта. Блоки разрабатываются слабо, конечнаянефтеотдача не > 40% при прокачке 3-4 объемов пор воды При вытеснении нефти вкрест простирания трещиноватости разработка блоков происходит принудительно, высокая гидропроводность трещин способствует росту охвата по фронту. Происходит переток жидкости от одной трещины к трещине соседнего ряда «поперек блока» аналогично перетокам в слоисто-неоднородных пластах. Безводный период возрастает до 0,4 объема пор, конечнаянефтеотдача - до 60% при прокачке 1,2 – 1,3 объема пласта 24.Повышение производительности горизонтальных скважин. Кислотные обработки. Использование кавернонакопителей в ГС. Повышение производительности горизонтальных скважин: Важнейший резерв повышения эффективности ГС — их полное информационное (т. е. детальное знание геологического строения месторождения и гидродинамики, закономерности изменения физических свойств коллекторов и физико-химических свойств нефти) и математическое обеспечение. Кислотные обработки: -для открытых ГСС -для ГСС со спущенным на всю длину ствола перфорированным хвостовиком (В ОАО "Татнефть" применяются оба вида конструкций ГСС) Разновидности технологий: поверхностная (щадящая) обработка всего ГУС. более глубокая обработка в циклическом режиме как всего ствола, так и любого отдельного УГСС. Позволяет обрабатывать -поинтервально несколько участков ствола -несколько последовательно расположенных участков в любой части ствола -весь горизонтальный ствол при обработке пластов, имеющих вертикальную трещиноватость, необходимо наличие геофизического материала с поинтервальным расположением этих трещиноватых зон, что позволит исключить случайность обработки такого участка и избежать преждевременного обводнения продукции. Использование кавернонакопителей в ГС: -дает возможность оптимизировать приток жидкости по всему ГУСС -участки ГС, близко расположенные к газоносным зонам, зонам водопритоков, а также подошвенным водам, исключаются для какого-либо воздействия кислотных растворов. Кислотные обработки продуктивных пластов горизонтальных скважин основаны на двухстадийном принципе. На первой стадии предусматривается декольматация стенок скважины, которая произошла во время проходки горизонтального участка пласта, на второй – увеличение проницаемости пород продуктивного пласта. Непременное соблюдение этих условий основывается на том, что, во-первых, роль кольматации в ухудшении проницаемости продуктивного пласта возрастает из-за длительности воздействия бурового раствора при проходке горизонтальной части ствола скважины и, во-вторых, кольматационный материал не реагирует на применяемый кислотный раствор. Успешность провдения ГТМ по повышению производительности ГС зависит от обстоятельств, обусловленных конструктивными особенностями ГС, диаметром скважины, профилем проводки горизонтального участка ствола, устойчивостью пород к осыпанию в необсаженном интервале и т.д. Метод кавернонакопителей может быть использован и при отсутствии существенных отличий проницаемости пород по открытому стволу скважины, а также при недостаточной информации о поинтервальных притоках вдоль ствола скважины. Метод дает возможность оптимизировать приток жидкости по всему ГУСС. Участки ГС, близко расположенные к газоносным зонам, зонам водопритоков, а также подошвенным водам, исключаются для какого-либо воздействия кислотных. 25.ОПЗ горизонтальных скважин с использованием гибких НКТ -Спуск колонны НКТ до забоя -Закачка КСМД в колонну НКТ до выхода состава на устье скважины в емкость при контроле за наличием активности КСМД – если состав обладает достаточной активностью (определяется воздействием выходящего состава на кусок мела или карбонатной породы, опускаемого в выходящий из скважины кислотный состав, если реакция идет бурно, то состав считается активным, в противном случае нет), то он повторно закачивается в скважину. Циркуляция КСМД продолжается до потери активности кислотного состава, после чего продукты реакции вывозятся на утилизацию -Вытеснение продуктов реакции из скважины осуществляется закачкой ОЭ, которая за счет высокой вязкости полностью очищает ствол скважины от продуктов реакции и обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта после обработки -После появления ОЭ в скважину спускается сваб и производится свабирование в объеме 2 стволов скважины С точки зрения ОПЗ скважин интенсифицирующне обработки могут быть произведены двумя способами. Первый способ основывается на том обстоятельсьве, что кислота может селективно вводится в заданные зоны пласта или циркулировать в стволе скважины, чтобы обеспечить охват всего обрабатываемого интервала. После завершения кислотной обработки скважина может быть разгружена с использованием гибкой колонны НКТ, чтобы минимизировать время, в течение которого отработанная кислота остается в скважине. В основе второго способа повышения эффективности обработки лежит «замкнутый» характер операций с использованием гибкой колонны НКТ. Он обеспечивает возможность непрерывного контроля над скважиной и позволяет снизить опасность, связанную с появлением сероводорода и газов из отработанной кислоты. В данном случае все средства управления оборудованием при проведении работ с использованием гибкой колонны НКТ размещаются на отдельном пульте, благодаря чему персонал сервисной компании в ходе работ выведен за пределы опасной зоны. Как и при обычных обработках с применением гибких НКТ или без, используются различные композиции кислотных растворов: с использованием ингибиторов коррозии, различных ПAВ и др. Преимущества применения ГК НКТ: • требуется меньшая рабочая площадь для выполнения скважинных операций • Устраняется необходимость привлечения обычных установок для ремонта скважин • При производстве кислотных обработок значительно упрощается сама технология, особенно при производстве поинтервальных и направленных КО • Возможность закачки рабочей жидкости в процессе перемещения 26.Гидравлический разрыв пласта в горизонтальных скважинах. Техническое оснащение для проведения ГРП Гидравлический разрыв пласта в горизонтальных скважинах: осложняется тем, что основное направление естественной напряженности пород находится под углом к оси скважины, что затрудняет или делает невозможным предсказание направления трещин ГРП Для учета этих особенностей при ГРП используют: -перфорацию коротких интервалов -бурение ствола перпендикулярно к азимуту простирания трещин -предварительное испытание перед ГРП -учет поворота трещин -применение гидроразрыва на холодной воде Техническое оснащение для проведения ГРП: В последнее время на промыслах появилось самое совершенное оборудование, в том числе и оборудование зарубежные фирм. Из отечественного оборудования применяется в основном следующее. Устье скважины оборудуется специальной высокопрочной арматурой типа АУ-700 на допустимое рабочее давление 700 MПа. Из насосного оборудования, как правило, применяются насосные агрегаты 4АН-700 или 5АН-700, пескосмесительные установки 3ПА или 4ПА, автоагрегаты для перевозки блока манифольда БМ 700, автоцистерны для перевозки технологической жидкости ЦР-20, агрегаты для перевозки наполнителя (песок и др.). Гидравлический разрыв пласта в горизонтальных скважинах осложняется тем, что основное направление естественной напряженности пород находится под углом к оси скважины, что затрудняет или делает невозможным предсказание направления трещин гидроразрыва. Для этих особенностей при гидроразрыве используют перфорацию коротких интервалов, бурение ствола перпендикулярно к азимуту простирания трещин, предварительно испытание перед холодной воде. Фирма «Мобил рисеч энд дивелопмент» на основе промысловых экспериментов установила, что при точечной перфорации или перфорации коротких интервалов в скважине при гидроразрыве образуются вертикальные трещины, а не трещины, параллельные оси ствола. Фирма «Арко» для создания вертикальных трещин запатентовала способ селективного гидроразрыва на холодной воде. Сущность способа заключается в нагнетании холодной воды через теплоизолированную колонну на забой горизонтальной скважины для создания охлажденной призабойной зоны. В остальную часть горизонтального ствола, изолированную пакером, через кольцевое пространство нагнетается горячая вода. Охлаждение уменьшает естественную напряженность горных пород на 1,0 – 2 МПа ниже давления разрыва нагретой воды. Это создает условия возникновения в охлажденной призабойной зоне. |