Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

При вскрытии пластов в глубоких скважинах высокие температуры оказывают существенное влияние на водоотдачу глинистого раствора. С повышением температуры усиливается коагуляция и образуется легко размываемые рыхлые корки. При t 150С водоотдача возрастает в 6-8 раз.

5.2 Основные факторы определяющие качество вскрытия пластов

Среди таких факторов по [Аминяну] можно выделить

1) объем информации, получаемый в процессе вскрытия пласта бурением;

2) надежность разобщения пластов как в пределах вскрытой мощности продольного пласта, так и выше кровли и ниже подошвы пласта;

3) степень использования вскрытой мощности пласта;

4) состояние ПЗП.

Объем информации, получаемый в процессе вскрытия пласта бурением

На стадии поисковых и разведочных работ, на которых находится Приразломного месторождение необходимо получать максимальную информацию, позволяющую изучить:

Состав пород-коллекторов и тип коллекторов как по керну так и по шламу;

геолого-физические свойства коллектора и физико-химическую характеристику насыщающих его флюидов;

метологические особенности пласта;

продуктивность отдельных пластов и прослоев при различных депрессиях;

тип промывочных жесткостей для первичного и вторичного вскрытия пласта.

Надежность разобщения пластов

Надежность разобщения пластов в зоне продуктивной части, выше кровли и ниже подошвы продуктивного объекта, а также создание непроницаемого цементного кольца за эксплуатационной колонной имеет решающие значение для успешной работы эксплуатационных скважин и всей залежи в целом.

Обычно качество цементирования эксплуатационных колонн оценивается подъемом цементного раствора до заданной высоты, достижением хорошей сцепляемости цемента с породой и колонной, предотвращением межколонных перетоков жидкости и газа.

Однако вследствие больших плотностей цементных растворов создаются избыточные давления на плост, что часто приводит к гидроразрыву и поглощению цементного раствора и, следовательно, к закупорке нарытой среды.

Надежность разобщения пластов следует изучать во всех скважинах на стадии поисково-разведочных работ, так и при разбуривании залежи.

Плотность бурового раствора. для вскрытия нефтяного пласта в <Дюкове> выражается через коэффициент избыточного давления Кизб и плотность пластовой воды:

 (4.2)

где k-коэффициент, характеризующий превышение гидростатического давления промывочной жидкости над пластовым в кровле пласта.

Степень использования вскрытой мощности пласта

При разработке Нефтяных месторождений в настоящее время широко практикуется вскрытие перфорацией мощностей продуктивной зоны залежи. Это связано с желанием вовлечь в разработку возможно большие мощности продуктивных пластов по <Амиян> можно выразить следующим образом:

 (4.3)

где: КИ - коэффициент использования вскрытой мощности пласта; МР - работающая мощность пласта; МВ - вскрытая мощность пласта;

Коэффициент использования вскрытой мощности продуктивного пласта является одним из важнейших показателей качества вскрытия пласта, повышение степени извлечения нефти и газа из недр. Этот коэффициент должен служить определяющим показателем возможности объединения нескольких пластов и прослоев в один эксплуатационный объект.

Величина Ки не постоянна во времени и зависит от периода эксплуатации залежи и способа вскрытия пласта. По мере извлечения пластового Р условия работы залежи будут отличаться от условий начального периода эксплуатаций. В связи с этим при необходимости бурение новых скважин для доразработки залежи следует вскрывать пласт с учетом изменившихся условий.

Состояние ПЗП.

Наиболее приемлемым способом определения состояния ПЗП является определение величины ОП - отношение продуктивностей, показывающей, во сколько раз реальный дебит скважины отличается от теоретического. В связи с тем, что различие между продуктивностями определяется только проницаемостью пород, например, ОП рассматривают <Амиян>, как отношение:

, (4.3)

где

Qф - фактический дебит скважины;

Qт - теоретический дебит скважины (вскрытие пласта без ухудшения его фильтрационных свойств);

Параметр ОП показывает, какую долю теоретически возможного дебита в случае идеального вскрытия пласта имеет скважина при реальных условиях вскрытия.

Методы повышения качества вскрытия.

Под высоким качеством вскрытия продуктивного пласта следует понимать выполнение комплекса операции по завершению скважины с применением таких технологических приемов которые обеспечивают сохранение естественной проницаемости ПЗП

К основным задачам решение которых может обеспечить достижение этой цели, можно отнести:

выбор типа бурового раствора для вскрытия пласта;

выбор конструкции скважины и способа цементирования колонны;

определение интервала перфорации;

определение раствора глушения;

определение типа и вида перфорации;

определение плотности перфорации;

воздействие на пласт после перфорации;

способ вызова притока.

Рассмотрим технику и технологию вторичного вскрытия пласта с использованием пенных систем, представленные в следующем разделе.

5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с применением пенных систем

Как известно, продуктивный пласт вскрывают перфорацией после заполнения скважины той жидкостью, которую применяли при вскрытии пласта бурением. Так как процесс перфорации часто происходит длительное время, в призабойную зону проникает вода или фильтрат промывочной жидкости (глинистого раствора), что существенно ухудшает фильтрационные свойства коллектора. Как правило, при перфорации применяют глинистый раствор низкого качества с высокой водоотдачей, поэтому количество проникшего в пласт фильтрата бывает значительным. После перфорации глинистый раствор заменяют водой. В процессе этих работ в пласт дополнительно проникает как фильтрат глинистого раствора, так и вода. Если после полной замены глинистого раствора в стволе скважины водой отсутствует приток жидкости (газа) из пласта, то начинают снижать уровень воды в скважине путем закачки сжатого воздуха (компрессором), газа высокого давления (из газопровода высокого давления) или азота с помощью специальных установок. В процессе этих работ в пласт вновь проникает некоторое количество воды.

Таким образом, от начала перфорации до получения притока жидкости (газа) из пласта в призабойную зону проникает большое количество фильтрата промывочной жидкости и воды, что ведет к существенному снижению естественной проницаемости коллектора.

Для частичного устранения этих недостатков иногда до начала иногда до начала перфорации в нижней части эксплуатационной колонны помещают раствор на углеводной основе или водный раствор ПАВ.

Оба способа до некоторой степени отвечают условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия перфорацией. Однако при пластовом давлении намного ниже гидростатического применение водного раствора ПАВ может привести к отрицательным результатам вследствие того, что по мере проникновения водного раствора ПАВ в глубь пласта содержание ПАВ в воде резко уменьшится из-за адсорбации его на поверхности породы, и в связи с этим проницаемость удаленной зоны продуктивного пласта ухудшится. Отрицательное влияние водного раствора ПАВ будет тем интенсивнее, чем больше глинистых веществ содержится в продуктивном пласте и чем ниже пластовое давление по сравнению с гидростатическим.

Наиболее прогрессивным техническим решением является применение растворов на углеводородной основе. Однако, при пластовом давлении намного ниже гидростатического (0,7 и ниже) применение растворов на углеводородной основе также может привести к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта вследствие проникновения в него вместе с раствором на углеводной основе большого количества воды. Если даже весь ствол скважины перед перфорацией будет заполнен раствором на углеводной основе, то при пластовом давлении, равном 0,7 и ниже гидростатического, вследствие проникновения в пласт этого раствора в большом количестве трудно будет вызвать приток жидкости и газа из пласта из-за высокой вязкости системы и ее структурно-механических свойств. В указанных условиях наиболее целесообразным является применение пен.

Сущность рекомендуемого способа состоит в том, что в нижней части эксплуатационной колонны до проведения процесса вскрытия пласта перфорацией помещают столб пены, поверх которого должна находиться пенообразующая жидкость. Поскольку пена в нижней части колонны находится довольно длительное время, то может произойти частичное разделение фаз. Однако газовая фаза будет двигаться вверх и, встретив на своем пути пенообразующую жидкость, вновь образует пену. Таким образом, предотвращается разрушение пены, помещенной в нижней части эксплуатационной колонны на период вскрытия пласта перфорацией. Разрушению пены препятствует также давление столба жидкости в стволе скважины, находящейся над столбом пены.

Объем пены определяют с учетом следующих условий:

Объем пены, помещаемой в нижней части колонны, не должен вызывать притока жидкости (газа) из пласта в процессе перфорации;

Объем пены должен препятствовать проникновению в пласт жидкости (воды, глинистого раствора), находящейся в стволе скважины;

Гидростатическое давление столба жидкости (воды, глинистого раствора) с добавкой ПАВ, находящейся над столбом пены в скважине, должно быть выше величины упругой энергии пены.

Для выполнения этих условий рекомендуется образовать двухфазную пену следующего компонентного состава: поверхностно-активное вещество, стабилизатор, хлористый кальций.

Указанные компоненты предварительно растворяются в воде, а затем перед закачкой в скважину приготовленный водный раствор вспенивают.

Результаты лабораторных исследований устойчивости пены, приготовленной на основе водных растворов ОП -10, стабилизатора КМЦ - 600 и хлористого кальция, Предоставлены в таблице - 5.4

Таблица 5.4-компонентный состав пен

Устойчивость пены определяли по методике ВНИИ.

При концентрациях хлористого кальция наибольшая устойчивость пены получается при 0,5 - 0,8% -ой концентрации ОП - 10 и 1,0 - 1,5% -ной стабилизатора КМЦ - 600.

В связи с этим пену можно создать как при 20% -ной концентрации хлористого кальция, так и при 30 - 40% -ной в зависимости от величины пластового давления.

Если пласт давление составляет 0,8 и ниже гидростатического, двухфазную пену можно образовать с концентрацией хлористого кальция 20%. При пластовом давлении 0,8 - 1,0 гидростатического концентрацию хлористого кальция можно принять равной 30 - 40%.

При степени аэрации 30 - 40 в нормальных условиях можно образовать двухфазную пену плотностью 1,0 г/см3. Приготовленная таким образом двухфазная пена, заполняющая нижнюю часть колонны, предохранит призабойную зону пласта от попадания в ней воды в процессе всего периода перфорации.

Частично проникающая в пласт двухфазная пена не оказывает отрицательного влияния на проницаемость коллектора, пена указанного компонентного состава будет содействовать частичной очистке призабойной зоны в процессе вызова притока жидкости (газа) из пласта.

Рекомендуемый способ перфорации эксплуатационной колонны имеет следующие преимущества:

возможность регулирования давления на забое скважины в широком диапозоне; достигается это путем изменения степени аэрации и объеьма пены, помещаемой в нижней части эксплуатационной колонны;

предотвращение попадания в призабойную зону пласта жидкости (глинистого раствора, воды) в процессе перфорации колонны.

Скважина имеет глубину 2500 м, пластовое давление составляет 0,8 гидростатического, коллектор песчано-алевритовый с содержанием набухающих глинистых веществ. Пласт вскрывали бурением с применением глинистого раствора. По соседним скважинам установлено, что приток жидкости из пласта начинается только после замены столба глинистого раствора водой и снижения уровня воды в скважине на 800 - 1000м.

Учитывая возможность проникновения в пласт после его вскрытия перфорацией некоторого количества двухфазной пены, примем, что закачанный объем пены в стволе скважины должен занимать в нижней ее части высоту 500 - 600м. Принимая диаметр эксплуатационной колонны равным 146 мм и степень аэрации 40, можно определить количество водного раствора ПАВ и воздуха для получения заданного объема пены.

Столб двухфазной пены в нижней части скважины высотой 600м будет испытывать давление столба жидкости, находящейся над пеной, равное 140 кгс/см2. При степени аэрации а = 40 объем воздуха, приходящийся на 1м3 пенообразующего раствора при этом давлении, составит 40: 140=0,3м3.

Объем ствола скважины высотой 600 м при диаметре колонны 146 мм составит 8 м³. Для получения такого объема пены необходимо закачать в скважину 6,5 м³ пенообразующей жидкости и (8-6,5) *140+360 м³ воздуха. Среднюю плотность пены на указанной глубине ориентировочно примем 0,8 г/см². Таким образом, если столб двухфазной пены высотой 600 м помещен в нижней части колоны, давление на забой скважины уменьшится всего на 12 кгс/см³, что примерно для безопасного ведения работ по периферии.

Продуктивный пласт вскрывают перфорацией при заданных условиях в следующем порядке.

До перфорации скважину промывают до забоя и насосно-компрессорные трубы устанавливают на уровне предполагаемых нижних перфорационных отверстий.

Предварительно готовят водный раствор ПАВ указанного компонентного состава. Объем водного раствора ПАВ принимаем равным 35 м³; 8 м³ этого объема предназначенного для приготовления пены, 26,5 м³ применяют в качестве буферной жидкости, которая во время перфорации должна находиться в скважине над двухфазной пеной.

Из емкости насосом водный раствор ПАВ в качестве первой порции буферной жидкости по линии подают в насосно-компрессорные трубы. Объем водного раствора ПАВ (первой порции буферной жидкости) принимают равным 9 м³. Вытесняемую из кольцевого пространства скважины жидкость по линии отводят в отдельную емкость

Затем в скважину закачивают заданный объем двухфазной пены. Для получения более устойчивой пены используют аэратор. Насос нагнетает водный раствор ПАВ, поступающий из емкости, в наружную трубу аэратора, воздух поступает во внутреннюю перфорированную трубу аэратора от компрессора. По линии пена поступает в насосно-компрессорные трубы; вытесняемая при этом жидкость из кольцевого пространства также поступает в отдельную емкость.

После закачки в насосно-компрессорные трубы заданного объема двухфазной пены вновь закачивают жидкость (воду или глинистый раствор) до выравнивания давлений в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве.

После выполнения операций по созданию в нижней части колонны столба двухфазной пены и буферной жидкости из скважины извлекают насосно-компрессорные трубы и приступают к работам по вскрытию пласта перфорацией.

Аналогичным образом можно вскрывать перфорацией продуктивные объекты, пластовое давление в которых намного ниже гидростатического. В этих условиях перед перфорацией в скважине помещают двухфазную пену с высотой степенью аэрации (50-60), а столб ее достигает максимума. Величины, над которым находится водный раствор поверхностно-активного вещества, который сохраняет равновесное состояние упругой системе и тем самым предотвращает самоизлив пены из скважины.

Если в процессе перфорации наблюдается снижение уровня, то в скважину закачивают набольшими порциями водный раствор поверхностно-активного вещества для сохранения статического уровня. Проникновение некоторого кол-ва пены в призабойную зону пласта, как уже отмечалось, не ухудшает его фильтрационных свойств.

Оборудование для вскрытия пласта

При вскрытии продуктивных пластов с применением пен используют следующее дополнительное оборудование: передвижные компрессоры, установку по разрушению пены, герметизирующее устройство устья скважины (вращающийся превентор), аэратор, обратный клапан, устанавливаемый в бурильных трубах, емкости для хранения и приготовления растворов ПАВ, приборы для замера расхода жидкости и воздуха (ДП-430).

Для образования пены следует применять передвижные компрессорные установки: УКП-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200.

Число компрессоров определяется расходом жидкости и степенью аэрации. Для бесперебойной работы необходимо иметь резервный компрессор.

В таблице 5.5 дана характеристика применяемых компрессоров.

Для образования пены можно применять также природный газ высокого давления и азот.

Таблица 5.5

Установка по разрушению пен.

Замкнутая циркуляция пенообразующего раствора при вскрытии пласта с применением пен осуществляется путем разрушения ее в установке конструкции Укр НГГГГГаза. Принцип действия установки основан на дросселировании через клапан и вакуумировании потока пены, выходящего из скважины. Установка обеспечивает разрушение пены при расходе пенообразующего раствора до 30 л/с и степени аэрации до 80, при этом газосодержание пены снижается до 6-8%.

Установку рекомендуется располагать как можно ближе к скважине, при этом дегазированный пенообразующийся раствор необходимо сливать в ёмкость. Устье скважины соединяется с сепарационной камерой при помощи трубопровода диаметром 114 мм. Чтобы направить поток пены мимо установки в случае ее отказа в работе, монтируют отводную линию, направленную в земляную емкость.

Для создания безопасных условий работы буровой бригады и твода пены на установку по разрушению устье скважины оборудуют герметизирующим устройством.

Для герметизации устья скважины можно применять вращающиеся превенторы типа ПВ-156*320, ПВ-230*10, ПВ-307*10.

В таблице 5.6 приведена краткая техническая характеристика вращающихся превенторов.

Таблица 5.6

В климатических условиях Приразломного месторождения данный вид работ можно производить только в летний период. Поэтому рассмотрим и просчитаем приемлемые для наших условий варианты вторичного вскрытия пласта.

5.4 Влияние типа и видов перфорации на коэфициент продуктивности скважины и отбор - вытеснения нефти в системе разработки

При вторичном вскрытии пласта на Приразломном месторождении как на любом другом важно знать:

1 влияние растворам глушения на призабойную зону пласта (ПЗП).

2 влияние тампонажного раствора при цементаже обсадной колонны на призабойную зону пласта.

влияние бурового раствора при первичном вскрытие пласта на призабойную зону пласта.

вид, тип и плотность перфорации для вторичного вскрытия пласта.

физико-химическое воздействие на ПЗП после вторичного вскрытия.

И если по первым трём пунктам принимается определение технологическое решение, то 4 и 5 пункт находится в состоянии отсутствия правильных технологических решений, в следствии чего приёмистость или приток по прослоях с различной проницаемостью оставляет погребённым значительное количество нефти, неравномерного вытеснения или неравномерных отборов. Поэтому рассмотрим эти пункты подробно.

Типы перфорации бывают следующие:

Пулевая

Сверлящая

Кумулятивная

Торпедная

Пескоструйная

Каждая из них обладает своими особенностями.

Виды кумулятивной перфорации бывают:

1 корпусные и безкорпусные;

2 одноразовые и многоразовые;

перфораторы разрушающиеся;

перфораторы спускаемые на трубах НКТ и на геофизическом кабеле.

Каждая перфорация характеризуется своими особенностями: диаметром перфорационного канала, его длиной, соотношениями:

 (5.1)

Основные типы и виды перфорации применяемые на Приразломном месторождении приводятся ниже.

По Приразломному месторождению в последние годы наблюдаются резкое обводнение продукции не согласующиеся с расчётным проектным.

Проведём анализ по вторичному вскрытию пласта.

Для пластов БС4-5 коэффициент проницаемости меняется от 1 мД. До 100 мД. в зависимости от геофизической характеристики пласта  относительной амплитуды собственных потенциалов, которая в свою очередь зависит от глинистости коллектора) принимаем плотность перфорации от 10 отверстий на метр при  до 20 отверстий при . Считалось, что двойное увеличение плотности перфорации равноценно аналогичному уменьшению коэффициента проницаемости.

Простой расчёт по методике, предложенный В.И. Щуровым с использованием его графиков (рисунки 5.1-5.3) приводит к следующим результатам:

1 рассчитаем при плотности перфорации 5-10 отверстий на метр сверлящим перфоратором ПС - 112; данные возьмём из двух прослоев с проницаемостями 35 мД и 70мД соответственно:

примем, что пористость меняется в этом случае незначительно

длина канала перфорации:

l01=l02=2cм

диаметр перфорационного канала:

d01=d02=12мм

мощность пласта:

N1=N2=13м

Диаметр скважины:

Д1=Д2=216мм

Поскольку на Приразломном месторождении пласт БС4-5 полностью нефтенасыщен, коэффициент несовершенства скважин по степени вскрытия будет равен 0 С1=0; график Щурова (приложении).

Определим С2 коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия)

Определим

график Щурова. Определим

(пД) 1=10 0,216=2,16;

(пД) 2=5 0,216=1,08;

определим

определим (С2) 1=10

определим (С2) 2=18

Посчитаем относительный дебиты для пластов одинаковой толщины, то есть это будет коэффициенты показывающие в каких пластах идёт более интенсивный отбор при данном виде перфорации

 (5.2)

то есть наименьшее проницаемый пласт будет выработан на 0,74 в то время как более проницаемый пласт вырабатывается в 1: 0,74=1,36 раза быстрее.

Как результат и вытеснение будет более интенсивно проходить в более проницаемом пласту, который за тем станет обводнённым.

Посчитаем ту же задачу для перфоратора ПС-103-технические характеристики следующие: диаметр отверстия d0=5мм=0,5см; длина перфорационного канала l0=10-12cм мощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м

Из графика Щурова следует

(С2) 1=1,6; (С2) 2=3

для данного вида перфорации

Следовательно, в плохо проницаемом пласту вытеснение или отбор нефти будет происходить медленее в 1/0,58 =1,7раза. Сделаем расчёт для перфоратора ПКСЛУ-80 со следующими техническими данными: d0=7мм=0,7см; длина перфорационного канала l0=21-22cм мощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м. Плотность перфорации:

Из графика Щурова следует

(С2) 1=0; (С2) 2=0,8

 (5.3)

то есть и в этом случае вытеснение или отбор идёт значительно хуже в слоях низкой проницаемостью 1/0,56=1,85раза.

Поэтому и происходит на Приразломное месторождение обводнение по прослоям с более высокой проницаемостью.

Для каждого конкретного случая следует подбирать вид перфоратора и плотность перфорации, которая соответствовала бы равномерным отборам - вытеснением по всем прослоям.

В настоящие время появились более мощные перфораторы:

RDX-DR - фирмы Шлюмберже

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7