охрана труда. Контрольная по вскрытию пр.пл. Решение За критерий оценки качества вскрытия продуктивного пласта бурением (первичное вскрытие) принято считать относительную продуктивность (отношение фактической продуктивности пласта к потенциально возможной, т е.
 Скачать 212.5 Kb.
|
1 2 Задание 1 Продуктивная толща залегает на глубине 2000 (таблица 1) и включает три проницаемых пропластка (мощность каждого 7-8 м): первый и третий - нефтеносные, второй - водоносный. Общая мощность толщи - 80 м, пластовое давление Рпл1 . Над продуктивной толщиной залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше - доломиты с прослоями водоносных песчаников (рисунок 1), пластовое давление Рпл2.  Рис. 1 - Схема вскрытия продуктивной толщи: 1, 2, 3 – продуктивные пласты; m – мощность продуктивных пластов Определить целесообразный метод вхождения в толщу и конструкцию забоя скважины по исходным условиям, представленным в таблице 1 . Таблица 1 - Исходные условия
Решение За критерий оценки качества вскрытия продуктивного пласта бурением (первичное вскрытие) принято считать относительную продуктивность (отношение фактической продуктивности пласта к потенциально возможной, т.е. теоретической). Качество вскрытия оценивают также по удельному дебиту скважины Qy т/сутки-м и удельной продуктивности qуд. За удельный дебит принимается количество добываемой нефти Q в тоннах за сутки на 1 м эффективной толщины пласта h, т.е. Qy=Q/h (1) Qy=450/2000=0,225 кг/м Под удельной продуктивностью понимают удельный дебит на 1 ат перепада давления в системе скважина - пласт (депрессии) - ΔР qуд=Qy/ ΔР (2) Длякачественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора: - состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта; - состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки; - в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт; соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды; фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть; водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной; плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля. Общая характеристика методов вскрытия продуктивных пластов Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств циркулирующего раствора, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт. Ниже приводится краткое описание методов вхождения в продуктивную толщу, т.е. порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи (рисунок 2).  Рисунок 2 - Методы вхождения в продуктивную толщу: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - нефтеносные пласты; 4 – водоносные пласты; 5 - открытый ствол; 6 - пакер; -7 - фильтр; П — продуктивный пласт. По первому методу (рис. 2, а) продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивного пласта. Данный метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии пласта и прохождении вышележащих пород практически одинаковые. Второй метод (рис. 2, б) отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонку до забоя, а затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемежающихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры циркулирующего раствора, как правило, при вскрытии не меняются. По третьему методу (рис.2, в) перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую обсадную колонну цементируют, после чего, продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Состав и свойства бурового раствора подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи. В отличие от третьего метода, ствол скважины в продуктивной толще по четвертому методу (рис. 2, г) оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Этот метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов. При пятом методе (рис. 2, д) после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластов. Каждый из указанных методов вскрытия продуктивных пластов имеет определенные преимущества и недостатки и выбирается в зависимости от конкретных геолого-технических условий строительства скважины. Одним из наиболее перспективных и значимых направлений в области рационального метода вскрытия является внедрение технологии бурения горизонтальных и разветвлено-горизонтальных скважин. При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует: оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины; определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, т.е уточнить содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщенны разными (один - водой, второй - нефтью, третий - газом и т.д.); выявить устойчивость пород продуктивной зоны; - учесть соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продуктивной толщи буровым раствором в процессе бурения. Для вскрытия пластов с очень низкими коэффициентами аномальности наиболее эффективны газообразные агенты и газожидкостные смеси. 1. Оценивая мощность продуктивного горизонта, число проницаемых пропластков, однородность их насыщения, следует отметить, что требуется селективный отбор нефти, т.е. второй и пятый методы, которые отвечают этому требованию. 2. Определим коэффициенты аномальности по формуле Ка=Рпл/0,01Z (3) kа1 = 18/(0,01 ⋅ 2000) = 0,9 kа2 = 21,0 (0,01 ⋅ 2000) = 1,05 3. Если использовать второй метод, то потребуется промывочная жидкость с плотностью ρп=Кр*Ка ρо = 1,05⋅1,05 = 1,10 кг/м3 где kр = 1,05 – коэффициент резерва, значения которого приведены ниже. Рекомендуемые коэффициенты резерва Глубина скважины, м ........................................... 0–1200 1200–2500 >2500 Дифференциальное давление пласта, МПа 1,5 2,5 3,5 Допустимое значение kр ...................................... 1,1–1,15 1,05–1,10 1,04–1,0 Гидростатическое давление на продуктивный пласт ргст = 0,01⋅1,10* ⋅2000 = 22 МПа. Разность между гидростатическим давлением и пластовым в продуктивной зоне ргст – рпл1 = 22 -18= 4 МПа. Если использовать раствор на водной основе, то возможно сильное загрязнение продуктивной толщи. 4. Если использовать пятый метод, то относительная плотность промывочной жидкости ρо = 1,05⋅0,9= 0,945 Гидростатическое давление на продуктивный пласт рст = 0,01⋅0,945⋅2000 = 18,9 МПа. Тогда рст – рпл1 = 18,9– 18,0 = 0,9 МПа, т.е. значительно меньше, чем при использовании второго метода. Таким образом, здесь предпочтительнее использовать пятый метод. При этом методе после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.  Рис. 3 - Методы вхождения в продуктивную толщу: 1 – обсадная колонна; 2 – цементный камень; 3 – нефтеносные пласты; 4 – водоносные пласты; 5 – открытый ствол; 6 – пакер; 7 – фильтр; П – продуктивный пласт Задание 2 Обосновать конструкцию забоя скважины и метода вхождения в пласт в случае отсутствия проницаемых пропластков, лежащих выше продуктивного пласта (рисунок 2 б).  а б Рис. 4 - Схема вскрытия продуктивной толщи: 1,2,3, - продуктивные пласты; т - мощность продуктивных пластов 1 2 |