Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







Вскрытие продуктивных нефтегазовых 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.

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)

 

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 со­
ставу 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.

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 (рис. 1).

 

 

Рис. 1.

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. 1, 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. 1, 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. 1, 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. 1, г) оборудуют фильтром, подвешенным в об­садной колонне и изолированным пакером. Этот метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

При пятом методе (рис. 1, 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 (см.раздел 1) 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.

Задание 1. Продуктивная толща залегает на глубине (табл.1.1) и включает три проницаемых пропластка (мощность каждого 7-8м): первый и третий - нефтеносные, второй - водоносный. Общая мощность толщи - 80 м. Над про­дуктивной толщиной залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше - доломиты с прослоями водоносных песчаников (рис. 2). Определить целесообразный метод вхождения в толщу по исходным условиям, представленными в таблице 1.1.

 

Таблица 1.1

Исходные условия

Номер варианта
Продуктивная глубина, м
Пластовое давление, МПа

 

 

 

Рис. 2.

Схема вскрытия продуктивной толщи:

1,2,3, - продуктивные пласты; т - мощность продуктивных пластов

 








Date: 2015-10-19; view: 772; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.01 sec.) - Пожаловаться на публикацию