На чем спускают перфоратор в скважину

Спуск. перфоратор

Спуск перфоратора на трубах происходит медленнее, чем спуск на кабеле, возможны непредвиденные остановки. [1]

После спуска перфоратора на нужную глубину по кабелю с поверхности подается к запальной проволоке электрический ток, отчего она накаляется, происходит вспышка пороховых зарядов и пули с большой скоростью выталкиваются из стволов перфоратора, пробивают обсадную колонну и цементное кольцо. [2]

До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанавливают лубрикатор. устройство, позволяющее спускать и поднимать в работающей скважине любые приборы при наличии давления на устье. [3]

После спуска перфоратора скважину обвязывают для прямой и обратной промывок. [4]

До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанавливается лубрикатор. устройство, позволяющее в работающей скважине спускать и поднимать любые приборы при давлении на устье. [5]

До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. На место буферного патрубка устанавливается лубрикатор. устройство, позволяющее спускать в работающую скважину какие-либо приборы при наличии давления на устье. [6]

После спуска перфоратора в требуемый интервал и подготовки скважины с устья внутрь колонны насосно-компрессорных труб сбрасывают резиновый шар и с порцией жидкости продавливают его, включив насосный агрегат или компрессор. Дойдя до ударного устройства перфоратора, шар проталкивает вниз поршень и связанный с ним ударник. Как только стопорные шарики выходят из зацепления с втулкой, ударник освобождается и под действием гидростатического давления энергично устремляется вниз, производя своим жалом накол капсюля-детонатора и возбуждая в нем детонацию. От капсюля-детонатора срабатывают детонирующий шнур и все кумулятивные заряды. Резиновый шар, протолкнув поршень, располагается ниже наклонных боковых отверстий в муфте, не препятствуя дальнейшей циркуляции жидкости. В конструкции перфоратора ПНК предусмотрены предохранительные элементы, обеспечивающие безопасность и надежность работы. [7]

После спуска перфоратора в требуемый интервал и монтирования на устье скважины фонтанной арматуры через устьевую задвижку внутрь колонны НКТ вбрасывают резиновый шар. Двигаясь под действием собственного веса и прокачиваемой насосным агрегатом или компрессором жидкости, шар достигает седла штока и проталкивает его и распорную втулку, срезая при этом чеки. [8]

Перед спуском перфоратора надо обязательно спустить шаблон на кабеле. Перфорация скважин, где ожидается фонтанирование, должна осуществляться при герметизированном устье, чтобы не допускать выброса или порчи кабеля. Желательно, чтобы обсадная колонна была заполнена углеводородной жидкостью или водным раствором ПАВ. [9]

Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения давления в зоне перфорации. [10]

Скважина Абиссинская своими руками.

Перед самым спуском перфоратора в скважину устройство инции-рования снабжают коротким отрезком ДШ и вставляют в гнездо переходной муфты, в которую ввинчивают собранную головку. Заряженные секции соединяют между собой, в нижнюю секцию устанавливают наконечник с загерметизированным центральным каналом, в последнюю очередь на переходник верхней секции навинчивают переходную муфту с головкой. [12]

Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями настоящих Правил. [13]

Жесткий тяжелый корпус облегчает спуск перфоратора в плотных растворах и допускает при необходимости легкое проталкивание, но, с другой стороны, затрудняет обращение с ним и спуск через искривленные участки колонны, а также ограничивает длину перфоратора и количество одновременно спускаемых зарядов. [14]

Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину на каротажном кабеле в зону перфорации с заполнением скважины обычно тем же буровым раствором, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфорационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него. [15]

Торпедная перфорация

осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры- 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100-160 мм, диаметр канала. 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.

Методы перфорации и торпедирования скважин

По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегаз

По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют.

При этом нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом, и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной.

Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину. Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами.

Их спускают в скважину на каротажном кабеле.

Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, для проведения изоляционных работ и после них: при переходе на другие горизонты т. д. Существуют 4 способа перфорации:. пулевая. торпедная. кумулятивная. пескоструйная.

Гидропескоструйная перфорация

основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла).

Скважина Абиссинская своими руками.

Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом. Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком.

Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м. В процессе перфорации под действием абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) может образоваться щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезаться колонна по кольцу, что необходимо, например, для извлечения части обсадной колонны.

Торпедирование в скважине. взрыв, производимый при помощи торпеды (заряда взрывчатого вещества).

Торпеда кроме заряда взрывчатого вещества содержит средства для взрыва:

• взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора,
• шашку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации.

Спускают ее в скважину на каротажном кабеле, жилу которого используют для приведения в действие взрывателя и всего заряда торпеды. Торпедирование применяют для разрушения пород продуктивных пластов. образования в них трещин для лучшей отдачи нефти или газа, а также с целью обрыва или встряски прихваченных бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, раздробления металлических предметов на забое скважины (шарошек, долот и т. д.).

Иногда торпедирование применяют с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны от глинистых осадков, очистки фильтра, пробивания окна в обсадной колонне для бурения нового ствола и т. д.

На чем спускают перфоратор в скважину

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных или газоконденсатных залежей.

Известен способ обработки водонефтяной залежи, заключающийся в создании искусственного экрана путем закачки изолирующего состава под линзовидный естественный пропласток. Искусственный экран создают радиусом, равным известной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления от 3,0 до 8,0 МПа. Перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка и толщину отсекаемого слоя водонасыщенной части пласта (патент РФ 2015312, кл. E21B 43/22).

Недостатком данного способа является низкая эффективность создания искусственного экрана, представляющего смесь кремнийорганической эмульсии, нефти и воды, который представляет собой гель, способный разрушаться в процессе разработки залежи нефти, что требует его постоянного возобновления.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, заключающийся в закачке жидкости разрыва в объеме, обеспечивающем создание трещины гидроразрыва, длиной, равной предварительно определенному радиусу призабойной зоны снижения продуктивности. Уменьшением темпа закачки снижают забойное давление ниже давления разрыва пласта и при этом закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) суспензию жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объеме созданной трещины, после чего увеличением темпа закачки повышают забойное давление выше давления разрыва пласта, обеспечивающее повторное расширение трещины, и закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб и части колонны от низа до прорезанных щелей (патент РФ 2055172, кл. E21B 43/26).

К недостаткам данного способа относится то, что процесс гидравлического разрыва должен проводиться с целью снижения размеров депрессионной воронки, возникающей при эксплуатации скважины, чем снижается объем подошвенной воды, поступающей в скважину при добыче нефти и газа, а не увеличения добычи нефти и газа. Кроме этого, длина созданной трещины должна быть ограничена зоной образования депрессионной воронки.

Задачей данного изобретения является ограничение водопритока в эксплуатационную скважину.

Технический результат. повышение эффективности эксплуатации скважин. достигается тем, что в способе, включающем спуск на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора, спуск в скважину насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в НКТ жидкости разрыва, жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом, останавливают скважину на технологическую выдержку, вводят скважину в эксплуатацию, особенностью является то, что по данным геолого-геофизических исследований определяют характер насыщения пласта и положение газоводяного контакта, устанавливают гидропескоструйный перфоратор на 5-10 м ниже газоводяного контакта, проводят гидроразрыв пласта в интервале, вскрытом гидропескоструйным перфоратором, осваивают водонасыщенную часть пласта через насосно-компрессорные трубы, а газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство, ограничение поступления воды в скважину регулируется отбором воды через насосно-компрессорные трубы.

При эксплуатации газоконденсатных скважин возникает необходимость в ограничении поступления подошвенной воды в эксплуатационные скважины. Основной причиной поступления воды в скважину является образование депрессионных воронок, когда подошвенная вода прорывается в продуктивную часть пласта, вызывая раннее обводнение скважины и образование газовых гидратов, что может привести к прекращению эксплуатации скважины. Для борьбы с данным осложнением при эксплуатации скважин устанавливаются технологические экраны для ограничения поступления подошвенной воды в продуктивную часть пласта.

Заявляемый способ ограничения водопритока в эксплуатационную скважину предусматривает перфорирование колонны ниже интервала продуктивного пласта на 5-10 м ниже газоводянного кантакта (ГВК) и проведение гидроразрыва пласта (ГРП), ограниченного размером депрессионной воронки. После проведения ГРП водонасыщенная часть пласта эксплуатируется через НКТ, отделенная пакером от интервала, вскрытого перфорацией газонасыщенной части пласта. Для ограничения поступления воды в скважину при добыче газа достаточно снижать давление подошвенной воды через ее отбор в эксплуатационной скважине.

На чертеже приведена схема осуществления способа.

Сущность изобретения заключается в следующем. Скважину глушат, поднимают подземное оборудование. Проводят геолого-геофизические исследования с целью определения характера насыщения продуктивного пласта и определяют положение ГВК. Спускают на НКТ 2 в скважину гидропескоструйный перфоратор и перфорируют колонну на 5-10 м ниже ГВК. Поднимают НКТ 2 с гидропескоструйным перфоратором на поверхность. Спускают в скважину НКТ 2 с пакером 5, устанавливаемым ниже интервала перфорации 3 газонасыщенного пласта, и проводят локальный ГРП ограниченных размеров по простиранию и разрезу пласта. Для предотвращения отрицательных последствий от ГРП при выборе объектов в скважинах приходится их отклонять, если они не имеют глинистого прослоя 1 толщиной до 3 м внутри водонасыщенной части залежи.

Перфоратор. «Поток»

Образование трещины ГРП в ограниченном интервале возможно лишь на определенном расстоянии от скважины. В вертикальных скважинах расположение насадок гидропескоструйного перфоратора параллельно оси НКТ инициирует образование вертикальных трещин, перпендикулярных оси скважины, что обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации трещин.

При проектировании локального гидроразрыва расчетным путем определяют темп и объем закачки жидкости разрыва, обеспечивающий развитие трещины по длине, равный расчетному радиусу депрессионной воронки. Осуществляют процесс ГРП закачкой жидкости-песконосителя с определенным количеством пропанта, согласно существующим регламентам. После проведения ГРП скважина промывается технической водой, останавливается на технологическую выдержку на сутки и осваивается водонасыщенная часть пласта через НКТ 2.

Предложенное техническое решение позволяет создать в пределах призабойной зоны пласта трещину ГРП высокой проводимости, в результате повышается проницаемость пласта и увеличивается приток пластовой воды в интервале ГРП, которая будет отбираться через НКТ, а через интервал перфорации 3 в затрубном пространстве, разделенном пакером 5 в скважине, производится отбор газа из газонасыщенного пласта. Такой способ оказывается очень эффективным при разработке газоконденсатных залежей, когда поступление воды в газоконденсатную скважину приводит к образованию гидратов и препятствует эксплуатации скважин.

Для оценки эффективности способа ограничения водопритока взята газоконденсатная скважина в зоне ГВК. Перед проведением работ по ограничению водопритока проводится комплекс геолого-геофизических исследований с целью определения газонасыщенности пласта и определяется положение ГВК. Гидроразрыв пласта проводят в нижней части пласта после гидропескоструйной перфорации 4 на 10 м ниже ГВК при толщине пласта 30 м и проницаемости пласта 35·10.3 мкм 2. В скважину на глубину 2600 м спускают на НКТ диаметром 73 мм гидропескоструйный перфоратор АП-6М с двумя насадками для прорезания вертикальных щелей. После прорезания щелей поднимают подземное оборудование и приступают к подготовке процесса ГРП. В скважину спускают НКТ диаметром 89 мм с гидравлическим пакером, устанавливаемым ниже интервала перфорации газонасыщенной части пласта. Объем трещины ГРП должен перекрывать размер депрессионной воронки, которая образуются при добыче газа из скважины. Если радиус депрессионной воронки составляет 20 м, то полудлина трещины ГРП должна составлять также 20 м, чтобы удалять подошвенную воду.

Объем трещины ГРП определяют по выражению

h. толщина водонасыщенной части пласта, м;

Если полудлина трещины ГРП составляет 20 м, толщина водонасыщенной части пласта 10 м, ширина раскрытия трещины ГРП 0,05 м, то объем трещины ГРП составляет 10 м 3. Объем жидкости-песконосителя при концентрации пропанта в жидкости 600 кг/м 3. насыпной плотности пропанта. 2600 кг/м 3. коэффициенте инфильтрации жидкости-песконосителя в пласте. 0,27, определяют по формуле

где VЖП. объем жидкости-песконосителя, м 3 ;

CB. концентрация пропанта в жидкости-песконосителе, кг/м 3 ;

Тогда объем жидкости-песконосителя для образования трещины ГРП равен 20,0 м 3. Темп закачки жидкости-песконосителя для образования трещины ГРП не превышает 0,25 м 3 /мин.

После окончания процесса ГРП скважину останавливают на технологическую выдержку в течение суток для перераспределения давления в пласте. Промывают скважину технической водой, осваивают водонасыщенный пласт, через НКТ, вскрытый ГРП, а интервал газонасыщенного пласта через затрубное пространство. После этого скважину глушат, извлекают пакер и внутрискважинное оборудование. Спускают НКТ с пакером, который устанавливают ниже интервала перфорации газонасыщенного пласта, осваивают скважину в газонасыщенном интервале и запускают скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины ограничение поступления подошвенной воды в газонасыщенный интервал регулируют отбором воды из водонасыщенного интервала по НКТ в данной скважине, а газ поступает в скважину по затрубному пространству.

Способ ограничения водопритока в эксплуатационную скважину, включающий спуск на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва, жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом, технологическую выдержку, ввод скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что по данным геолого-геофизических исследований определяют характер насыщения пласта и положение газоводяного контакта, спускают гидропескоструйный перфоратор на 5-10 м ниже газоводяного контакта, проводят гидроразрыв пласта в интервале, вскрытом гидропескоструйным перфоратором, осваивают водонасыщенную часть пласта через насосно-компрессорные трубы, а газонасыщенную часть пласта. через затрубное пространство, ограничение поступления воды в скважину регулируют отбором воды через насосно-компрессорные трубы.

Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффици (стр. 3 из 13)

В настоящее время для получения отверстий в обсадной колонне и цементном кольце приме­няют перфораторы трех типов: пулевые, торпед­ные (снарядные) и беспулевые (или кумулятивные).

Пулевые перфораторы имеют следующие раз­новидности.

Перфораторы залпового действия, у кото­рых все стволы выстреливают одновременно — залпом. Такие перфораторы лучше всего приме­нять при простреле мощных пластов, если не требуется избирательного прострела отверстий. 2. Перфораторы последовательного действия, у которых после­дующий ствол выстреливает лишь после выстрела предыдущего. Эти перфораторы применяют в тех случаях, когда необходимо ослабить действие выстрела на обсадную колонну, предохраняя ее от возмож­ных деформаций или появления трещин. 3. Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного дей­ствия, дающие возможность выстрелить по одной пуле поочередно из каждого ствола в любой последовательности.

Недостаток пулевой перфорации заключается в том, что не всегда все выстрелы оказываются аффективными в связи с быстрой потерей энергии пулями при их ударе о трубы. Большая пробивная способность, обеспечива­ющая лучшее вскрытие пласта, у торпедных (снарядных) перфораторов. В отличие от пуле­вых они вместо пуль заряжаются небольшими снарядами замедленного действия. Снаряд, про­бив колонну и цементное кольцо, входит на не­которую глубину в пласт и здесь разрывается, создавая дополнительные трещины. Кvмулятивный заряд — это шашка мощного спрессованного порошкообразного взры­вчатого вещества, например гексогена, которая имеет выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Поверхность выемки облицовывают тон­ким слоем меди. Беспулевая (кумулятивная) перфорация обеспечивает более на­дежное вскрытие пласта и улучшает его проницаемость вследствие образования более глубоких каналов. Кроме того, беспулевая пер­форация дает возможность создавать отверстия в колонне и в цемент­ном кольце без повреждения последних.

Применяются кумулятивные перфораторы двух типов: корпусные и бескорпусные. Наиболее распространены корпусные ку­мулятивные перфораторы типа PC. В отличие от дру­гих типов кумулятивных перфораторов их кумулятивные заряды, детонирующий шнур и взрывной патрон заключены в стальной тол­стостенный герметический корпус. Преимущество корпусных кумулятивных перфораторов типа PC заключается в том, что обсадная колонна и цементное кольцо защи­щены от действия ударных волн, поскольку вся сила удара газообраз­ных продуктов воспринимается стенками стального толстостенного корпуса. В последнее время применяют еще один метод перфорации — гидропескоструйный. Аппарат, производящий перфорацию назы­вается гидропескоструйным (абразивным) перфоратором. При такой перфорации жидкость, содержащую твердые абразивные частицы, прокачивают через ряд сопел (до 8 штук) аппарата с давлением от —15 до 30 Мн1мг ( от 150 до 300 кГ/смг) и выше. Превращение давле­ния в кинетическую энергию сообщает очень высокую скорость зер­нам песка, которые истирают поверхность стенки обсадной трубы, потом пробивают цементное кольцо и далее проникают в пласт на зна­чительную глубину. Сила струи по мере удаления от сопла умень­шается и на некоторой глубине становится равной нулю. Как по­казала практика, глубина перфорированного отверстия не превы­шает 1 м. Сопла пескоструйного аппарата изготовляют из очень твердого сплава ВК6, который может противостоять абразивному действию струи воды с песком; диаметр отверстий сопел колеблется от 4 до 5 мм. На работу перфоратора отрицательно влияет обратный ток струи жидкости с песком и частицами породы. От этого действия корпус аппарата защищается специальной рубашкой из резины. В скважину перфоратор спускается на стандартных насосно-компрессорных трубах. Жидкость с песком прокачивается двумя или тремя агрегатами типа АН-500. Основное условие нормаль­ной паботы перфоратора — отсутствие поглощения в скважине,

До прострела отверстий в ко­лонне обсадных труб устье сква­жины необходимо соответству­ющим образом подготовить. Если возможно фонтанирование, то устье оборудуют следующим обра­зом. На конец эксплуатационной колонны навинчивают муфту и приваривают ее электросваркой. Затем в муфту ввинчивают ко­лонный патрубок, на верхнем конце которого должен быть фланец, соответствующий размеру фланца крестовины фонтанной (или компрессорной) арматуры. Для возможности снижения да­вления в затрубном пространстве к колонному патрубку привари­вают отвод с резьбой на конце, на который навинчивают вентиль высокого давления. До начала простреливания отверстий эксплуа­тационная колонна должна быть опрессована. Опрессовку произ­водят после установки колонного патрубка, крестовины и задвижки на давление, допускаемое для колонны данной скважины

Во время прострела отверстий скважина обычно заполнена до устья глинистым раствором.

Билет Вызов притока жидкости из пласта. Освоение нагнетательных скважин.

МЕТОДЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Для сокращения периода освоения и дальнейшей эксплуатации в скважину, как уже отмечалось, спускают фонтанные трубы. На полу буровой должны быть приготовлены предохранительная за­движка со специальным фланцем и патрубком в собранном виде, которые можно было бы быстро установить на устье скважины. При сильном выделении газа из скважины во время спуска труб для предотвращения искрообразования от ударов муфт о край фланца в его отверстие рекомендуется вставлять накладку из цветного металла. После окончания спуска труб на устье сква­жины устанавливают фонтанную арматуру и делают необходимую обвязку. Устья скважин, пробуренных на сильно дренированные пласты, в которых не ожидаются фонтанные проявления и известно, что они будут эксплуатироваться при помощи глубинных насосов, оборудуют стандартной- глубинно-насосной арматурой. Она состоит из патрубка с двумя фланцами: нижний фланец крепится болтами к фланцу экс­плуатационной колонны, а на верхний фланец устанавливается план-шапба со спущенными насосными трубами. Последнее мероприятие по пуску скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из пласта, которое начинается при условии, что давление столба жидкости в скважине будет меньше пластового давления. Поэтому все мероприятия по вызову притока заключаются в понижении давления на забой и в очистке его от песка и глинистого раствора с целью снижения сопротивлений притоку в зоне забоя. Вызов притока осуществляют различными способами в зависи­мости от характера пласта, метода его вскрытия и величины пласто­вого давления. Для вызова притока пользуются следующими основ­ными методами снижения давления на забой со стороны скважины:

1) замена глинистого раствора в стволе скважины водой;

2) замена воды в стволе скважины нефтью;

3) снижение уровня при помощи поршня (поршневание);

Перфорация нефтяных скважин

4) снижение уровня сжатым воздухом от передвижного или ста­ционарного компрессора (продавкой);

5) уменьшение веса Жидкости в скважине аэрацией, т. е. одно­временным нагнетанием в\ скважину нефти (или воды) и сжатого газа (или воздуха). Замену глинистого раствора водой или, как иначе называют, промывку скважины производят следующим образом. После прострела отверстий в скважину спускают фонтанные трубы до фильтра. Затем нагнетают воду в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными фонтанными трубами. Глинистый раствор, находящийся в скважине, уходит по фонтанным трубам. Если ‘после замены глинистого раствора водой возбудить скважину не удается, переходят на промывку скважины нефтью. Метод поршневания или свабирования заклю­чается в том, что в спущенные до фильтра подъемные трубы спу­скают на стальном канате поршень, снабженный клапаном, откры­вающимся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость; при подъеме его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, который находится над поршнем, выносится на поверхность. Если предполагается, что скважина будет фонта­нировать, поршневание производят через фонтанную арматуру. Недостатком этого ме­тода является необходимость работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса. Поэтому в последнее время этот метод применяют главным образом при освое­нии нагнетательных скважин. Для возбуждения скважины поршневанием (свабированием) в нее предварительно спускают насосно-компрессорные трубы. Каж­дую трубу перед спуском проверяют шаблоном. Поршень спускают в скважину на стальном канате диаметром 16 или 19 мм. Во избежа­ние обрыва каната максимальная глубина спуска поршня не должна превосходить допустимых нагрузок на канат. Практически поршень спускают под уровень жидкости на глубине 75—150 м. В отдельных случаях применяют способ освоения скважин при помощи сжатого воздуха или газа. В скважину спу­скают два ряда труб: первый ряд (трубы диаметром 100 мм) спускают до фильтра и второй ряд (63 мм) — под уровень жидкости до такой глубины, с которой имеющиеся на промысле компрессоры способны продавить жидкость. Сжатый воздух или газ подают в кольцевое пространство между 100- и 63-мм трубами. После выброса жидкости количество ее в скважине уменьшается, отчего давление на пласт понижается и начинается приток в скважину нефти, газа, а также глинистого раствора, который вошел в пласт в процессе бурения. Основной недостаток этого метода — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, что вызывает очень резкую депрессию и усиленный приток жидкости и газа иа пласта. В условиях рыхлых песков это может повлечь за собой массовое поступление песка в скважину и образование песчаных пробок. Для равномерности дренирования пласта и регулирования коли­чества поступающего в скважину песка необходимо осуществлять постепенное, но непрерывное понижение давления на забой без резких депрессий. В этом отношении лучшие ре­зультаты дает способ постепенного уменьшения веса жидкости в сква­жине аэрацией, т. е. путем одновременного нагнетания в сква­жину жидкости и газа. Если в скважине не ожидается фонтанирования и она была про­бурена с промывкой нефтью, то целесообразно предварительно очи­стить ее забой от грязи при помощи желонки. Иногда тартание желон­кой применяют в разведочных скважинах, чтобы выяснить поведение уровня во время испытания. Желонки изготовляют из насосно-компрессорных или обсадных труб. Длина желонки 6—12 м, внутрен­ний диаметр — от 50 до 125 мм. Верхний конец желонки открытый и снабжен дужкой из круглого железа для прикрепления стального каната. Внизу желонка снабжена клапаном тарельчатого типа, от­крывающимся вверх. Щелонку спускают на стальном канате диа­метром 16 или 19 мм. Процесс тартания производят с передвижного подъемника или с лебедки бурового станка. Диаметр желонки, спу­скаемой в скважину, зависит от диаметра обсадных труб. Для умень­шения гидравлических сопротивлений и чтобы желонка не работала как поршень, ее диаметр не должен превышать 0,7 диаметра сква­жины. Скважины, которые будут эксплуатироваться глубиннонасосным способом, можно осваивать или поршневанием или непосредствен­ным спуском глубинного насоса. В отдельных случаях забой перед спуском насосных труб очищают желонкой. Если заранее известно, что забой чист (нет по­ступления песка), в скважину спускают глубинный насос, уста­навливают станок-качалку и пускают скважину в эксплуатацию. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения (стр. 2 из 24)

Насосная добыча – наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.

Фонтанная добыча – способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии.

Газлифтная добыча – способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с поверхности.

Для обеспечения быстрого и качественного освоения скважины необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт бурового раствора, так как при этом из него выпадают утяжелители (барит, гематит, глинистые частицы и т.д.). Это затрудняет процесс цементирования и вносит неточность в расчетную высоту подъема цементного раствора за колонной. Плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимое противодавление на пласт, предотвращение выбросов, открытого фонтанирования и других осложнений.

Спуск эксплуатационной колонны. После вскрытия продуктивного пласта и проведения каротажных работ в скважину спускают экс.колонну, строго центрированную. Для этой цели используют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонны обеспечивает равномерное распределение цементного раствора, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа и т.д.

Применяют различные конструкции скважин – одно-, двух- и трехколонные, со спуском заранее перфорированного хвостовика, с применением различных забойных фильтров и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами. Пласты, выраженные плотными породами (известняк, песчаник) обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем. В этом случае башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей продуктивного пласта. Затем пласт вскрывают долотом меньшего диаметра, и ствол скважины против продуктивного пласта оставляют открытым. Скважину бурят до подошвы пласта, и в нее спускают обсадную колонну. Затем выше кровли пласта клону цементируют по способу манжетной заливки. Пространство между нижней частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Достоинство открытого забоя – его гидродинамическая совершенность.

Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабоцементированными породами (песками), то забой скважины оборудуют фильтром. Башмак обсадной колонны спускают до кровли пласта и цементируют. Затем в скважину спускают фильтр – хвостовик с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями, верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны сальниками.

Наиболее распространены скважины с перфорированным забоем. В этом случае ствол бурят до проектной глубины. Перед спуском обсадной колонны ствол исследуют геофизическими методами для установления нефте-, водо- и газонасыщенных интервалов. После этого спускают экс.колонну, которую цементируют от забоя до необходимой высоты, а затем перфорируют в намеченных интервалах.

После спуска обсадных колонн устье скважины оборудуют специальной колонной головкой, предназначенной для обвязки спущенных обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанную арматуру или планшайбу с подвешенными насосными трубами. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, рассчитанные на рабочее давление, равное 14, 21, 35, 50 и 70 мПа. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяют колонные головки, рассчитанные на давление до 150 мПа.

Практические действия бригады КРС при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов

1. Газонефтепроявление при СПО с установленным на устье скважины превентором.

2. Газонефтепроявление при отсутствии в скважине НКТ с установленным на устье превентором.

3. Газонефтепроявление во время перфорации скважины.

4. Газонефтепроявление при производстве геофизических работ.

5. Газонефтепроявление при прихвате инструмента.

6. Газонефтепроявление при СПО с ЭЦН.

Причины возникновения газонефтепроявлений

Главным условием возникновения газонефтепроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой КРС.

Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями (пачками).

Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступлении газа из пласта.

Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважины.

Длительные простои скважины без промывки при перерывах в процессе работы СПО.

Перфоратор. «Поток»

Снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт в следствии:

Способность газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

Способность газовой пачки к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

Основные признаки газонефтепроявлений

Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при промывке скважины.

Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при СПО.

Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

Повышенное газо в жидкости глушения.

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Техника и технология перфорационных работ.

Для пробивки отверстий в обсадной колонне и соединения их с пластом применяются различные методы перфорации скважин: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная.

Пулевой перфоратор (ПП) длиной 1 м и диаметром 100 мм, заряженный спрессованным порохом и десятью стальными пулями, на каротажном кабеле спускают в заполненную глинистым раствором скважину, устанавливают против заданного интервала продуктивного пласта и проводят выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. На основе стендовых испытаний и промыслового опыта установлено, что многие пули пулевого перфоратора застревают в колонне, в цементном камне и лишь только небольшое число их пробивает породы пласта.

Торпедный перфоратор (ТПК) отличается от пулевого тем, что в его стволы вместо пуль вставляют снаряды диаметрами27 или 37 мм. Эти снаряды пробивают обсадную трубу, проникают в продуктивный пласт, взрываются и создают в нем разветвленную сеть трещин, по которым в перфорационные отверстия притекает нефть или газ. Недостатком торпедной перфорации является то, что в стволе скважины образуются заусенцы и нарушается герметичность цементного камня в результате его растрескивания. Кроме того, как и при пулевой перфорации, многие торпедные снаряды не пробивают обсадные трубы. Поэтому в настоящее время пулевая и торпеднаяперфорации редко применяются на промыслах.

В настоящее время перфорацию скважин в основном проводят с рименением кумулятивных перфораторов (PC), снабженных зарядами с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины

В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет конусную выемку, облицованную металлической пластинкой. При взрыве заряда с помощью детонатора струя газа вместес расплавленным металлом. из облицовки прорывается со стороны вершины конуса нормально поверхности выемки и, концентрируясь, движется вдоль оси заряда с чрезвычайно большой скоростью, достигающей 10 км/с.

За счет большого давления, порядка 3-5 тыс. МПа, и абразивного действия расплавленного металла в преграде образуются отверстия.

Установлено, что кумулятивный заряд массой 24 г пробивает обсадную трубу толщиной 12 мм, цементный камень за колонной и песчаники продуктивного пласта на глубину 200- 250 мм. Увеличение заряда в 2 раза повышает эффективность перфоратора в 1,3-1,5 раза. Диаметры отверстий при кумулятивной перфорации составляют 16-18 мм при глубине скважины до 2000 м. При увеличении глубины до 4000 м диаметр и длина отверстий уменьшаются более чем в 2 раза, что объяс

заряд, 2. детонатор, 3. кабель, 4. зона распространения горения заряда, 5. металлическая у 1 облицовка, 6. коллектор, 7. перфорационное отверстие в коллекторе, 8. цементный камень, 9. обсадная труба

няется стесненными условиями движения затопленной в жидкости струи газов. Пробивная способность кумулятивного перфоратора также зависит от расстояния между перфоратором и стенкой скважины.

Кумулятивные перфораторы бывают корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы выпускаются двух диаметров. 100 и 80 мм, в их стволы вставляют кумулятивные заряды. Выстрелы производят путем замыкания электрической цепи в установке, за один спуск делают 10-12 выстрелов. Для бескорпусных перфораторов кумулятивные заряды делают в стеклянных или пластмассовых оболочках и устанавливают в круглые сквозные отверстия алюминиевой ленты. Бескорпусные перфораторы спускают в скважину на каротажном кабеле до заданной глубины. При выстреле стеклянные или пластмассовые оболочки полностью разрушаются. Бескорпусные перфораторы позволяют значительно увеличить массу кумулятивных зарядов, следовательно, и их пробивную способность.

В настоящее время созданы малогабаритные перфораторы, позволяющие перфорировать скважины через насоснокомпрес-сорные трубы. Имеются кумулятивные перфораторы, спускаемые в неперфорированные скважины с заранее сниженными уровнями в насосно-компрессорных трубах. После прострела отверстий жидкость из пласта поступает в скважину, которая вступает сразу в эксплуатацию без проведения дополнительных спускоподъемных операций. Эти перфораторы называются трубными.

Преимущества кумулятивной перфорации. это ее высокая пробивная способность, отсутствие заусенцев на каемках перфорационных отверстий и ненарушение герметичности цементного камня за колонной как между перфорационными отверстиями, так и между нефтегазоносными и водоносными пластами.

хвостовик-перо, 2. корпус, 3. шариковый клапан, 4. держатель насадок, 5. насадка, 6. заглушка

Существует также гидропескоструйный перфоратор (ГПП). Этот перфоратор состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно стойкого материала (керамики, твердых сплавов) диаметрами отверстий 3-б мм. Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Для проведения перфорации скважины с поверхности бросают шар, который закрывает сквозное отверстие перфоратора. Затем с помощью насосных агрегатов АН-500 или АН-700 в скважину через насосно-компрессорные трубы закачивают жидкость с песком или глинистый раствор, при выходе которых из насадок развиваются огромной скорости абразивные струи. В результате за короткое время пробиваются отверстия в обсадных трубах, цементном камне и породах, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости закачки глубина перфорационных отверстий достигает до 40-60 см. При этом не нарушается герметичность цементного камня за колонной и не изменяются свойства пород пласта у поверхности перфорационных отверстий.

Для перфорации скважин ГПП применяют кварцевый песок диаметром 0,3-0,8 мм. В качестве жидкости-песконосителя на нефтяных и газовых скважинах используют углеводородную жидкость, на нагнетательных скважинах. воду. Концентрация песка в жидкости составляет 50-100 г/л в зависимости от вязкости жидкости-песконосителя и скорости прокачки.

При перфорации на устье скважины создается давление до 40 МПа. Темп прокачки смеси жидкости с песком составляет 3-4 л/с на одну насадку. При этом объемная скорость струи в насадке достигает 200-300 м 3 /сут, а перепад давления. 18-22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала-15-20 мин. После перфорации заданного интервала перфоратор поднимают и устанавливают на следующий заданный интервал и операция повторяется.

Разработаны конструкции гидропескоструйных перфораторов с установкой насадок под углом 2-3°, что позволяет перфорировать большей толщины пласт, а также предохраняет перфоратор от абразивного действия отраженной струи.

С применением гидропескоструйного перфоратора получают точечные кольцевые и продольные перфорационные отверстия в скважине. Продольные отверстия получаются за счет попеременного растягивания и сокращения труб при пульсации жидкости, закачиваемой поршневыми насосами. Для получения точечных отверстий над перфоратором устанавливают гидравлический якорь.

Гидропескоструйный перфоратор также применяют для выполнения ряда других работ в скважинах: срезание обсадных насосно-компрессорных и бурильных труб и извлечение их из скважины по частям; разрушение металла, случайно упавшего в скважину или оставленного в скважине в результате аварий, а также разрушение цементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине; создание глубоких кольцевых и продольных щелей для проведения направленных гидравлического разрыва пласта и кислотной обработки и установления непроницаемых экранов в пласте; расширение призабойной зоны в необсаженной части ствола скважины и др.

Наиболее высокой пробивной способностью обладают гидропескоструйные перфораторы, затем. кумулятивные. Однако на промыслах в основном применяют кумулятивную перфорацию, что объясняется технологичностью процесса и сравнительно низкой стоимостью его осуществления по сравнению с ГПП. Высокая стоимость гидропескоструйной перфорации обусловлена необходимостью проведения дополнительных спускоподъемных операций с предварительным глушением скважин глинистым раствором или минерализованной водой, установкой противовыбросового оборудования и т.д.

Дата добавления: 2016-08-07 ; просмотров: 1883 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Типы перфораторов, которые применяются для продуктивных горизонтов в нефтяных и газовых скважинах

Пулевой перфоратор (ПП) представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, которая заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями. На каротажном кабеле пулевой перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливают против заданного интервала продуктивного пласта и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Многие пули застревают в эксплуатационной колонне, в цементном камне, и только небольшое число их пробивает колонну и цементный камень. Практически в настоящее время не находит применения.

Торпедный перфоратор (ТП). Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов, по данным испытаний, составляет 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 м продуктивной части пласта делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часто происходит разрушение обсадной колонны. Так же, как и пулевая, торпедная перфорация применяется очень ограниченно.

В настоящее время в основном применяют кумулятивную перфорацию (PC). Кумулятивные перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины (рис. 8.1).

1 – Схема образования отверстия кумулятивным зарядом: 1. заряд, 2. детонатор, 3. кабель, 4. зона распространения горения заряда, 5. металлическая облицовка, 6. коллектор, 7. перфорационное отверстие в коллекторе, 8. цементный камень, 9. обсадная труба

В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет конусную выемку, облицованную металлической плашкой.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества (ВВ), облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов. продуктов облицовки. пробивает канал. Кумулятивная струя имеет скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление 3-5 тыс. мПа.

При выстреле кумулятивным зарядом в колонне и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные. одноразового действия. В кумулятивных перфораторах выстрелы производят замыканием электрической цепи в установке. За один спуск делают 10-12 выстрелов. Для бескорпусных перфораторов кумулятивные заряды делают в стеклянных или пластмассовых оболочках и устанавливают в круглые сквозные отверстия алюминиевой ленты.

Бескорпусные перфораторы спускают в скважину на каротажном кабеле. При выстреле стеклянные или пластмассовые оболочки полностью разрушаются. Бескорпусные перфораторы позволяют значительно увеличить массу кумулятивных зарядов и, следовательно, их пробивную способность.

2 – Гидропескоструйный перфоратор: 1 – хвостовик-перо; 2 – корпус; 3 – шариковый клапан; 4 – держатель насадок; 5 – насадка; 6 – заглушка.

На нефтяных промыслах применяют также гидропескоструйный перфоратор (ГПП). Гидропескоструйный перфоратор (рис. 8.2) состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно-стойкого материала (керамики, твердых сплавов) диаметрами отверстий 3-6 мм. Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на насоснокомпрессорных трубах. Перед проведением перфорации скважины с поверхности в НКТ бросают шар, который перекрывает сквозное отверстие перфоратора. После этого с помощью насосных агрегатов АН-500 или АН-700 через НКТ в скважину закачивают жидкость с песком. Нагнетаемая жидкость с песком выходит только через насадки. Концентрация песка в жидкости обычно составляет 80-100 кг/м, диаметр частиц кварцевого песка 0,3-0,8 мм. При выходе из насадок развиваются огромные скорости абразивной струи. В результате за короткое время пробиваются отверстия в обсадных трубах, цементном камне и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости закачки жидкости глубина перфорационных отверстий достигает 40-60 см. При этом сохраняется герметичность цементного камня за колонной [8].

Какие геофизические методы эффективны при контроле обвод­нения нефтяных пластов в скважинах, обсаженных стальными тру­бами? Газовых пластов?

Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов притока (приемистости), определения отдающих (поглощающих) пластов и установления интервалов обводнения. В неперфорированных пластах термометрия служит для прослеживания местоположения температурного фронта закачиваемых вод.

На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину свидетельствует о подходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в обсаженных скважинах по данным радиоактивных методов – НГМ,ННМ-Т.

Метод электромагнитной локации муфт применяют для определения положений муфтовых соединений обсадной колонны; определения текущего забоя скважины; в благоприятных условиях – для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии

выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведутся исследования;

определения толщины стенок обсадных труб;

выявления положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;

оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.

Метод интегрального гамма-каротажа применяют для решения следующих задач:

в обсаженных скважинах – для выявления радиогеохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой;

увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Гамма–каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

При условии хорошего сцепления цемента с породой и колонной в обсаженных скважинах можно применять данные низкочастотного широкополосного аккустического метода (НШАМ ).

Контроль обводнения пластов в процессе разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

Перфорация нефтяных скважин

Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

При барьерном заводнении необходимо обеспечить равномерное распространение фронта закачиваемой воды. При этом по данным ГИС контролируют положение этого фронта.

На месторождениях, разрабатываемых без барьерного заводнения, контроль перемещения ГНК при прорывах газа в нефтеносную часть (или нефти в газоносную часть залежи) осуществляется стационарными и импульсными нейтронными методами в специальных контрольных обсаженных неперфорированных скважинах или в неперфорированных интервалах скважин, эксплуатирующих нефтяную часть залежи (в перфорированных же интервалах контроль проводят комплексом «Приток — состав»).

Все малоглубинные методы можно применять лишь в обсаженных скважинах по прошествии времени после обсадки, достаточного для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Для газовых пластов кроме перечисленных выше методов также применяют метод акустической шумометрии для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, а также метод плотнометрии.

для определения состава жидкости в стволе скважины;

выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины [9].

Обоснование и расчет конструкции скважины составляют один из основных разделов технического проекта на строительство скважины. Геофизические исследования при контроле разработки месторождений существенно отличаются от геофизических работ, проводимых в бурящихся необсаженных скважинах. Обусловлено это тем, что при контроле исследуются различные категории скважин при различных режимах их работы, используются различные технологии исследований и, наконец, часто каждая обсаженная скважина, как объект измерений, требует индивидуального подхода как к методике, так и к интерпретации полученных данных. Тогда как при исследовании необсаженных скважин и интерпретации результатов их исследования чаще используются типовые шаблоны, стандарты.

Сегодня, когда реальная ситуация в отрасли такова, что объемы бурения падают, значимость геофизического контроля за разработкой месторождений для снижения темпов добычи и ее последующей стабилизации существенно возрастает. Бурный рост потребления нефти, отсутствие естественного воспроизводства и ограниченность запасов ее на Земле вынуждают предпринимать энергичные усилия к более полному извлечению нефти из недр. В связи с этим очень важной в области разработки нефтяных месторождений является проблема повышения нефтеотдачи и оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. Определение параметров выработки нефтяных пластов позволяет решить эти задачи.

Методы ГИС, в том числе и методы промысловой геофизики, основаны на изучении природы, структуры, неоднородности, временной изменчивости геофизических полей и их отклонений от нормы, что обусловлено неоднородностью состава и сложностью строения Земли, характером происходящих в ней процессов, влиянием космического излучения и т. п., а также воздействием техногенной деятельности.

В последние годы разработаны новые методы геофизического исследования скважин, повсеместно внедряется современная геофизическая аппаратура, позволяющая оперативно производить комплексную обработку и интерпретацию промыслово-геофизической информации с помощью ЭВМ и персональных компьютеров, использующих новейшие средства программного обеспечения.

Дата добавления: 2018-06-27 ; просмотров: 2417 ; Мы поможем в написании вашей работы!