Мои Конспекты
Главная | Обратная связь

...

Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Чинники зниження проникності при вторинному розкритті продуктивних пластів





Помощь в ✍️ написании работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Вторинне розкриття продуктивних пластів здійснюють різними видами перфорації: кульовою, кумулятивною (КП) або гідро-піскоструминною (ГПП). Внаслідок перфорації утворюються канали, що з'єднують ствол експлуатаційної колони з пластом, через які здійснюється приплив з колектора пластових флюїдів. Вид вторинного розкриття є елементом конструкції вибою свердловини, від якого значно залежить дебіт свердловини. Важливим завданням є обґрунтування проектного значення коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловини за характером розкриття пласта перфорацією.

У промисловій практиці відомі випадки, коли у процесі виклику припливу рідини, або газу із пласта виникають ускладнення: деформація експлуатаційної колони, прорив підошовної, верхньої і нижньої вод та інші. Ці ускладнення відбуваються, головним чином, тому, що технологія виклику припливу не відповідає геолого-геофізичній характеристиці колектора і умовам залягання високонапірних водоносних горизонтів. Тому, перед тим як приступити до завершального етапу закінчування свердловини (виклику припливу рідини або газу), необхідно знати речовинний склад пласта, ступінь його зцементованості, гідрогеологічні умови пластових вод і технологічні параметри розкриття пластів-колекторів. Виходячи із цього, проводять вибір методу вторинного розкриття свердловини.

Умови осадонагромадження горизонтів дашавської світи сармату призвели до формування потужної товщі, загалом, одноманітних сірих порід, представлених переважно мікрозернистими глинистими алевролітами. У цій товщі виділені горизонти ВД-1 ÷ ВД-14 у верхньодашавській підсвіті, та НД-1 ÷ НД-17 у нижньодашавській підсвіті. Границями між горизонтами є пропластки туфітів незначної товщини. У верхній частині кожного з виділених горизонтів розріз більш піщанистий. У горизонтах НД-9 і нижчезалягаючих піщанистість зменшується, глинистість зростає. Для розрізу нижньодашавської підсвіти характерна тонка коса шаруватість та верствуватість прошарків товщиною від перших міліметрів до 5 см, складених різнозернистими пісковиками, алевролітами та аргілітами. Повсюдно на границях дещо ущільнених аргілітів спостерігається підвищена слюдистість і піщанистість. За даними лабораторних досліджень (ІГіГГК НАН України) породи характеризуються, в основному, пористістю від 6 % до 11 % рідше 13 – 15 % і дуже низькою проникністю < 0,1 – 0,8·10-17 м2, карбонатністю 2 – 17 %.

За даними ГДС розрізи горизонтів нижньодашавської підсвіти слабко диференційовані, заглинизовані, значення основних геофізичних параметрів змінюються в незначних межах, відклади ущільнені, більшість виділених пластів характеризуються граничними значеннями колекторських властивостей. Тому однозначно оцінити насиченість пластів важко.

Подібні товщі пропонується розкривати інтервалами значної товщини, тобто, відмовитися від практики випробувань пластів з дещо кращими колекторськими властивостями, але з незначними товщинами і, відповідно, невеликими інтервалами випробувань. Пропонується, врахувавши всі дані, одержані при бурінні свердловин, і в першу чергу, дані ГДС, здійснювати при відповідних позитивних характеристиках, суцільну перфорацію окремих горизонтів дашавської світи, або випробування їх з допомогою фільтра.

Ця пропозиція ґрунтується на тому, що в експлуатацію буде введена вся товща порід, у т.ч. і більш щільна (більш глиниста) і, відповідно, ємності будуть більшими. Відповідно буде збільшена і ефективна товщина породи, що дозволить у сумі отримувати більш економічно вигідні припливи із пластів.

У комплексі заходів, пов’язаних із проведенням зв’язку пласта із свердловиною, велике значення мають прострільно-вибухові роботи. Теоретично було доведено, що ефективною можна вважати щільність перфорації у 15 – 20 отворів на 1 метр продуктивної частини пласта.

У відповідності до затвердженого технологічного проекту, вторинне розкриття продуктивних пластів на Битків-Бабченському, Летнянському, Гринівському родовищах повинно здійснюватись перфораторами типу ПК-103, або ПК-105 з щільністю перфорації 15-20 отворів на 1 метр об’єкта розкриття.

У перший період розбурювання родовищ застосовувались перфоратори типу ПК-103, або ПК-105 з щільністю прострілювання 10 отв/п.м. Однак, останнім часом розкриття родовищ Передкарпаття здійснюється безкорпусними перфораторами ПКС-80, із щільністю перфорації 6, 10 або 25 отв/п.м.

Основою для порівняння є прийняті свердловини, які розміщені поруч та розкрили однотипний розріз.

На Битків-Бабченському родовищі вторинне розкриття продуктивного пласта в 146 мм експлуатаційних колонах здійснювалось перфораторами типу ПК-103, ПК-105, ПКС-80, а в декількох свердловинах був спущений готовий фільтр.

Найбільш близькі до проектних значення фільтраційних опорів і дебіту мали свердловини, де вторинне розкриття здійснювали готовим фільтром. Їх робочий дебіт відрізняється від проектного на 0,67 %. Продуктивність свердловини, де перфорація експлуатаційної колони здійснювалась перфораторами типу ПК-103 і ПК-105, виявилась на 13 – 18 % нижча ніж на свердловинах, де був спущений готовий фільтр, і на 15 – 30 % вища, ніж у свердловинах, де застосовується перфоратор типу ПКС-80. Такий факт свідчить про низький ступінь вторинного розкриття пласта перфоратором ПКС-80.

У таблиці 2.1 подано дані про довжину перфораційних каналів, які створюються у породі, для кумулятивних перфораторів різних типів у випадку перфорації при тиску 30 МПа та міцності скелету породи 45 МПа.

Порівняння розрахункового радіусу зон проникнення бурового розчину у пласти з довжиною перфораційних каналів, які створюють­ся у породі, показує, що довжина їх на 0,2 – 0,7 м менша від цього радіуса, тобто якість вторинного розкриття продуктивних відкла­дів на цих площах, як і первинного, низька. Створення великої репресії на продуктивні пласти і мала вирішальна здатність пер­фораторів, що використовуються, стала причиною відсутності або малої інтенсивності припливу флюїдів із пластів, про газонафтонасиченість яких був позитивний висновок. Як приклад можна навести свердловину № 2 – Космач-Покутську, яка розкрила на глибині 3070 –3143 м газоносний, за геофізичними даними, пласт. При випробовуванні цієї свердловини одержали непромисловий приплив газу.

 

Тип пер- форатора Діаметр обсадної колони, мм Максимальна маса заряду, кг Довжина перфораційного каналу, м
ПКС-105 146 – 178 0,05 0,24
ПКС-80 114 – 146 0,021 0,13
ПКС-65 89 – 114 0,019 0,08
ПКО-89 127 – 178 0,05 0,21

Таблиця 2.1 – Дані про довжину перфораційних каналів, які ство­рюються у породі, для кумулятивних перфораторів

 

На Косівській площі вторинне розкриття продуктивного пласта у експлуатаційних колонах діаметром 146 і 219 мм здійснювалось, в основному, перфораторами типу ПК-103, ПК-105. Продуктивність свердловин з експлуатаційною колоною діаметром 219 мм вища на 40 – 50 %, ніж у свердловинах з експлуатаційною колоною 146 мм.

На Кадобнянській площі при вторинному розкритті продуктивних горизонтів у свердловинах старого фонду застосовувалися перфоратори типу ПК-103, для нових свердловин – перфоратори ЗП-1-67. Відповідно, продуктивність нових свердловин виявилась на 50 – 60 % нижчою від свердловин старого фонду. На Яблунівській площі вторинне розкриття продуктивних горизонтів в експлуатаційних колонах діаметром 146 мм здійснювалось перфоратором ПК-103. Продуктивність свердловин старого фонду виявилась на 60 % більша від нових свердловин. Низькі робочі дебіти свердловин даних площ свідчать про низькі фільртаційно-ємнісні властивості пластів-колекторів, причиною стало застосування глинистих розчинів з великою питомою вагою при бурінні експлуатаційних свердловин.

Як відомо із рівняння припливу газу до свердловин, дебіт свердловин пов'язаний з величинами фільтраційних коефіцієнтів А і В. На основі проведеного аналізу розкриття об’єктів газових родовищ, був знайдений взаємозв’язок між дебітом свердловин, фільтраційними коефіцієнтами А і В, інтервалом і типом перфорації, а також діаметром експлуатаційної колони [3, 4]. На рис. 2.1 і 2.2 показано такі взаємозв’язки, причому при побудові враховувалися тільки дані на момент вторинного розкриття. Як видно із рисунків, найкращі результати вторинного розкриття об’єктів Косівської площі одержані при спуску готового фільтру діаметром 219 мм. Проектні показники видобування газу на цій площі також одержані при застосуванні перфораторів типу ПК-103 та ПК-105 у експлуатаційній колоні діаметром 219 мм.

Результати випробовування пробурених свердловин на газових родовищах Передкарпаття показали, що більшість із них характеризуються досить низькою продуктивністю, внаслідок недотримання технологічних норм розкриття об’єктів з пластовими тисками нижче гідростатичних і, як наслідок, відбувається значне закупорення присвердловинної зони продуктивного плата.

При вторинному розкритті продуктивних пластів зменшення забруднення забезпечується завдяки вибору виду перфорації, а також в результаті виконання робіт із депресією або мінімальною репресією на пласт, використання спеціальних рідин без твердої фази в зоні перфорації (водні розчини солей, полімерні сольові розчини, розчини на вуглеводневій основі тощо).

Проведений аналіз промислових чинників на підвищення продуктивності свердловин газових родовищ Передкарпаття, показав:

1. Враховуючи умови осадонагромадження горизонтів дашавської світи, розкривати їх інтервалами значної товщини і здійснювати суцільну перфорацію окремих горизонтів.

2. Вторинне розкриття об’єктів газових родовищ необхідно проводити перфораторами типу ПК-103 і ПК-105 зі щільністю перфорації 20 отв/п.м.

3. Найбільші дебіти газу були одержані у свердловинах, де використовували готовий фільтр, спущений у експлуатаційну колону діаметром 219 мм.

4. У процесі вторинного розкриття експлуатаційно-розвідувальних свердловин газових родовищ необхідно проводити плавне зниження депресій на пласт.

5. Для підвищення газовилучення пластів з низькими пластовими тисками рекомендовано проводити комплекс заходів фізико-хімічного впливу на присвердловинну зону продуктивного пласта.

 

 

 

Рисунок 2.1 – Ефективність вторинного розкриття Косівського та Битків-Бабченського родовищ

 

 

Рисунок 2.2 – Ефективність вторинного розкриття Чорногузького та Яблунівського родовищ


 

Доверь свою работу ✍️ кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.