Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 [ 27 ] 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

М. и. Максимов, В. С. Орлов предложили методы прогнозирования, предполагающие использование сочетания гидродинамических методов, геолого-промысловых исследований и статистических методов.

В заключение отметим, что одно из основных условий применения статистических методов - отсутствие в прогнозируемом периоде коренного изменения системы разработки. Причем различные методы в разной степени чувствительны к подобным изменениям (предпочтительней зависимости в логарифмических координатах).

Контрольные вопросы

1. Какие задачи регулирования процесса разработки возникают иа разных стадиях его осуществления и какими методами они решаются?

2. Перечислите осиовиые ограничения возможиостей методой регулирования процесса разработки.

3. Охарактеризуйте методы прогиозироиаиия разработки месторождения по фактическим данным.

4. Как установить технологический эффект применения метода регулирования, повышения нефтеотдачи по фактическим данным?

5. В чем состоит сущность методой определения начальных извлекаемых запасов нефти по фактическим данным разработки месторождения?

Глава 5

ВСКРЫТИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ, ОСВОЕНИЕ, ИССЛЕДОВАНИЕ И ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Вскрытие нефтяных пластов, освоение и повышение продуктивности скважин - важные процессы подготовки скважин к эксплуатации. Качество выполнения этих работ оценивают по данным исследования скважин. От их качества зависит текущая продуктивность (дебит) и продолжительность работы скважин, нефтеотдача залежи.

§ 5.1. ВСКРЫТИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Различают вскрытие нефтяных пластов бурением и перфорацией.

Вскрытие бурением

Методы вскрытия нефтяных пластов бурением могут быть разными, однако все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

при вскрытии пластов с малым пластовым давлением (низконапорных пластов) необходимо предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического) следует не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

должны быть.. созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

Ухудшение фильтрационной способности коллектора при вскрытии происходит в результате поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам; проникновения фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в норовое пространство; проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство. Глубина поступления в пласт твердых частиц может достигать до 40 мм, фильтрата-до 3 м и бурового раствора - до нескольких метров. В поровое пространство также из трещин проникают фильтрат и твердые частицы раствора. Фильтрат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, бронированных глинистыми частицами и парафином (при охлаждении циркули-

ругощим раствором призабойной зоны ниже температуры насыщения нефти парафином), выпадение нерастворимых осадков (сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, магния), блокирующее действие воды. Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки, внутри-поровой глинизацией. В результате уменьшается дебит (приемистость) скважин, отдельные пропластки отключаются от работы. Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5-15 % Рпл) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью и не вызывать набухания глин и образования эмульсий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора (эмульсии и т. д.).

Продуктивный пласт можно разбуривать либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважины до его кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым (не обсаженным) стволом, фильтром или перфорированной колонной.

Открытый ствол имеют менее 5 % фонда скважин. Хотя такая конструкция забоя служит эталоном гидродинамического совершенства, однако ее применение возможно при наличии устойчивых однородных или карбонатных (трещиноватых) пластов с малой толщиной, а также при отсутствии необходимости избирательного воздействия на пласты.

Перфорация колонн осуществлена в более 90 % скважин всего фонда. Она обеспечивает возможность поэтапной выработки пластов, избирательного воздействия на каждый, упрощает технологию строительства скважины по сравнению с установкой фильтров.

Фильтры используют только для борьбы с пробкообразова-нием при неустойчивых коллекторах (см. гл. 10).

В целом скважина обсажена несколькими колоннами труб: кондуктором, одной-тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны составляет в большинстве 114-140,3 мм. Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой, которая служит основанием для установки устьевого оборудования в соответствии со способом эксплуатации.

Вскрытие перфорацией

Перфорация-процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном камне и породе для создания гидродинамической связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную (абразивную) перфорации. Их осуществ-166

ляют соответственно геофизические и нефтепромысловые предприятия. -

По принципу действия применяемых аппаратов (перфораторов) стреляющую перфорацию подразделяют на пулевую, кумулятивную и торпедную. Стреляющие перфораторы спускают в скважину либо на геофизическом кабеле и приводят в действие посылкой с поверхности земли импульса электрического тока, либо на НКТ и приводят в действие механическим способом путем сбрасывания в НКТ резинового шара и проталкивания его по трубам потоком жидкости.

При пулевой перфорации каналы создают пулями, иногда с разрывом в породе. Известны пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикально-криволинейными (типа ПВН, ПВТ, ПВК) стволами. Последними создают за один спуск 1,5- 4 отв/м в .интервале 3-10 м при длине каналов 200-365 мм, диаметре 20-25 мм и угле наклона к оси скважины около 60°.

Основной объем работ приходится на кумулятивную перфорацию. Каналы создают направленной струей расплавленного металла (облицовки зарядов взрывчатого вещества) и газов взрыва. Различают корпусные с извлекаемым корпусом многократного (типа ПК) и однократного (типа ПКО, ПКОС, ПНКТ) использования, а также бескорпусные, частично разрушающиеся (типа ПКС, ПРВ) и полностью разрушающиеся (типа КПРУ, ПР). Наибольшее применение нашли перфораторы типа ПК и ПКС. Кумулятивными перфораторами можно создать за один спуск 6-25 отв/м в интервале 0,32-50 м при длине каналов 120-365 мм в диаметре 8-14 мм.

Очень редко применяют торпедную перфорацию, при которой напротив продуктивного пласта взрывают торпеды (шашки).

Выбор перфоратора, метода и технологии перфорации зависит от назначения скважины, цели перфорации, прочности, толщины и типа пласта, состояния обсадной колонны, размеров ствола скважины, давления, температуры и др.

Для технолога-разработчика важно соблюдение трех основных принципов: обеспечить высокое гидродинамическое совершенство скважины; сохранить прочность колонны и цементного кольца; достичь минимальных затрат средств и времени. Они выполняются подбором плотности перфорации, качества перфорационной жидкости, заполняющей скважину, и технологии процесса. Плотность перфорации должна приниматься из гидродинамических соображений не менее 10-20 отв/м. Нарушение прочности колонны и цементного кольца наступает при 30-50 отв/м. Практика показывает, что с увеличением плотности перфорации коэффициент совершенства скважины возрастает, достигает максимума и дальше снижается вследствие загрязнения каналов и призабойной зоны пласта в процессе взрыва при

некачественной перфорационной жидкости. Лучшие перфорационные жидкости - нефть, растворы иа ее основе, водонефтяные эмульсии и т. д.

Перед проведением перфорации скважины следует расчистить площадку, прошаблоиировать колонну, установить проти-вовыбросовую задвижку со штурвалом на 8-10 м, проложить отводящие трубы от устья, опрессовать оборудование, подготовить скважиниую перфорационную жидкость и др.

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйиая перфорация (ГПП) основана на использовании кинетической энергии и абразивности высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из насадок (сопел) перфоратора. При ГПП создаются каналы значительно больших размеров (длина до 0,4 м, усредненный диаметр составляет примерно половину длины), не растрескивается цементный камень, не уплотняется порода в зоне перфорации. Однако вследствие большой трудоемкости и стоимости ГПП применяют там, где стреляющая перфорация оказывается неэффективной (в разведочных скважинах) и для повышения продуктивности скважин. Это составляет около 5 % создаваемых отверстий или 1500 скважин в год.

Технология ГПП включает следующие операции: а) глушение скважины закачкой жидкости (при наличии уже вскрытых пропластков); б) спуск перфоратора на НКТ (бурильных трубах) с помощью подъемника на заданную глубину и привязку геофизическими методами места установки его по пласту-реперу и по утолщенной муфте-реперу на НКТ с учетом деформации труб при циркуляции жидкости; в) обвязку устья и наземного оборудования; г) ввод в НКТ опрессовочного шара, опрессовку системы манифольдов и НКТ иа 1,5-кратное рабочее давление, вымыв опрессовочного шара на поверхность обратной (по затрубному пространству) циркуляцией рабочей жидкости и оценку потерь давления на трение промывкой скважины на режиме перфорации; д) спуск рабочего шара; е) проведение собственно перфорации; ж) приподъем перфоратора и переход на вышележащий интервал (эти две последние операции многократно повторяются); з) вымыв обратной промывкой рабочего шара и обратную промывку скважины от песка; и) подъем НКТ с перфоратором, демонтаж оборудования.

Обвязка поверхностного оборудования может быть с повторным использованием жидкости и песка (закольцованная схема), со сбросом песка и со сбросом песка и жидкости. Последняя схема (рис. 5.1) - наиболее простая.

В качестве рабочей жидкости используют техническую воду с ПАВ, пластовую воду, 5-6 %-й раствор соляной кислоты, дегазированную нефть и др. Песок должен быть с преимуществен-

Рис. 5.1. Технологическая схема гидропескоструйной перфорации со сбросом

жидкости и песка:

/ - хвостовик; 2 - центратор; 3 - рабочий шар; 4 - корпус гидроперфоратора; 5 - узел насадки; 6 - канал перфорации; 7 - ствол скважины; 8 - продуктивный пласт; 9 - устьевая головка арматуры устья; ГО - резиновая гepмeтизиpyюпaя манжета; 7/- трубная головка арматуры устья; /2 -манометр; /3 -элеватор для подъема труб; и, /5 - задвижка (открытая, закрытая); /б - шламоуловитель; /7 -обратный клапаи; /«- насосные агрегаты; 19 - пескосмеснтель; 20 - емкость; 21 - насосный агрегат; 22 - амбар; 23 -линия забора прн повторном использовании жидкости

ным (более 50%) содержанием кварца фракции 0,2-2 мм. Гидроперфоратор ПА-6М включает корпус, насадки в держателях и заглушки, хвостовик-перо с центратором и шаровые клапаны (опрессовочный и рабочий).

При ГПП можно создавать нормальные (горизонтальные) и наклонные (наиболее целесообразен угол наклона к оси скважины 60°) каналы, вертикальные и горизонтальные щели. Плотность перфорации часто составляет 1-4 отв/м. Однако этого недостаточно. В слоистых коллекторах целесообразно создавать 10-20 нормальных и 6-10 наклонных каналов или 18-20 щелей (длиной каждая по ПО мм) на 1 м толщины пласта.

Совершенствование ГПП ведется в направлении использования газожидкостно-песочной смеси (увеличивается длина каналов в 2-3,5 раза), кислотных растворов, добавки в жидкость полимеров, создания шланговых и зондовых гидромониторных гидропескоструйных устройств.

Устьевое давление нагнетания вычисляют по формуле

Ру = Api + Ap + Арч + Арзатр < рду, (5.1)