Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении (стр. 10 из 13)
Над пластиковым в кровле газового пласта;
H-глубина кровли пласта в точке вскрытия
h - толщина пласта в точке вскрытия;
pb и pr - плотности соответственно пластовой воды и газа, кг/м³
Плотность бурового р-ра для вскрытия нефтяных пласта можно опр-ть по Ф-ле (3.1)
П. о проектирования конструкций газ. скважин с учетом p нагнетания бурового р-ра дает возможность определить max допустимую глубину вскрытия пласта и значительно сократить расходы на ликвидацию возможных осложнений.
Для нефтяных месторождений, имеющих высокие забойные температуры (на Приразломном месторождении температура пласта БС4-5 достигает 115 град. С) проектировании конструкций скважин необходимо использовать спец.
Цементные растворы, способные при твердении обеспечивать целостность
Кольца в затрубном пространстве. При расчете конструкций высокотемпературных скважин с резким колебанием температур следует
Учитывать склонность цементного камня к деформациям усадки и ползучести.
При проектировании конструкций скважин необходимо запланировать и диаметр эксплутационной колоны.
4.3 Техника для гидродинамических исследований
В настоящие время для комплексного непрерывного контроля за разработкой Приразломного месторождения применяется широкий спектр приборов, которую условно можно подразделить:
1 приборы наземных комплексов исследований (замерное устройство "Спутник", манометры различного предела измерений и класса точности, динамографы (микон), акустические скважинные эхолоты "Сонолог", и т.д.)
приборы дистанционные, спускаемые на геофизическом кабиле, комплексные (расходомеры-дебитомеры, глубинные: РГД-4, РГД-5М; Поток-4, Поток-5, имеющая комплексы термокондуктивной дебитометрия, влагомера, термометра, локатора муфт, гамма-каротажа, гамма-гамма-каратожа, резистивиметра, манометра)
приборы автономного действия включающие в себя:
пластоиспытатели: комплексный испытательный инструмент КИИ-146, КИИ-95, и другие;
пробоотборники;
автономные приборы спускаемые на проволоке: ПЛАСТ-4, ПЛАСТ-5, позволяющих вести регистрацию температуры и давления;
автономные приборы спускаемые на НКТ.
Данные приборы имеют размеры соответствующие диаметрам скважин, колонн учитывают особенности оборудования. Позволяют вести исследования в интервале пласта по колонне НКТ и межколонному пространству, прослеживать гидродинамические характеристики до места установки ЭЦН через насосно компрессорные трубы (НКТ), по межтрубному пространству исследовать работу ШГН, а при соответствующем оборудовании ШГН проходить на забой.
В настоящее время на Приразломном месторождении используются установки ЭЦН - REDA, которая имеет в компоновке датчики давлений с базой накопления данных в течение работы установки по определению давления на приёме насосов.
Поскольку на работу насосной установки оказывает влияние затрубное давление попутного газа, расчётный дебит получается завышенным, поэтому для оптимизации работы насоса необходимы данные по определению давления на приёме насоса, что обеспечивает накопленная база данных датчиком давления.
В настоящее время точность приборов манометра и термометра за счёт применения пьезо-термодатчиков повысилось в десятки и сотни раз, габариты приборов и их вес соответственно уменьшились до размеров, требовавших использования грузов.
Прибор ПЛАСТ-5М имеет следующие технические характеристики:
рабочий диапазон температур от минус 50град. С до плюс 120град. С;
время работы в автономном режиме - 3 месяца;
ёмкость памяти-120 тысяч точек;
точность определения температуры - 0,01град. С;
точность определения давления - 0,0003атм=300Па;
НИИПИ УФАНЕФТЬ предлагает к тому же расширить комплекс прибора высокоточным влагомером.
Подъёмники для работы с автономными и дистанционными приборами не претерпели существенного изменения. Используются подъёмники каратажные: ПК-2, ПК-5, подъёмники "Аист".
5. Специальная часть
Вторичное вскрытие пластов и его влияние на коэффициент продуктивности скважины и разработку месторождения
5.1 Состояния вскрытия пластов
Процесс вскрытия пласта является важнейшим этапом разработки нефтегазовых месторождений.
Высококачественное вскрытие горизонтов обуславливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из мало пронизываемых пропластов, что в конечном итоге способствует росту нефтегазоотдачи пластов.
Одним из основных условий повышения эффективности геологоразведочных работ является применение таких методов вскрытия и опробования, которые обеспечили бы сохранения естественного состояния коллектора, и следовательно, остаточную надежность результатов опробования на промышленную нефтегазоносность.
Очевидно, что только такие данные, которые отражают фактическое состояние коллектора, могут явиться основой для оценки общих и извлекаемых запасов нефти и газа.
В нефтегазопромысловой практике встречается немало случаев, когда скважины, которые при бурении показывали хорошие признаки нефтеносности и бурно проявляли себя после ввода их в эксплуатацию или вовсе не показывали признаков нефтегазоносности, или работали с малой производительностью.
Следовательно, возникает необходимость создания высоких депрессий при освоении и эксплуатации скважин, что отрицательно сказывается на эксплуатации залежей, коллекторы которых сложены несцементированными или слабосцементированы песками, а так же при наличии пластовых вод. Повышение депрессии при неустойчивых коллекторах приводят к нарушению ПЗ, что может вызвать слом эксплуатационной колоны и преждевременный выход скважины из строя; при наличии же подошвенных вод происходит преждевременное обводнение скважины.
Практика применения промывочной жесткости на водной основе показала, что проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промысловой жесткости в период вскрытия является основной причиной ухудшения коллекторских свойств пласта. Лабораторными исследованиями установлено, что вода снижает естественную проницаемость коллектора на 50% и более.
Глинистый раствор относительно в меньшей мере ухудшает фильтрационную характеристику коллектора, чем вода.
Отрицательное влияние низкого качества вскрытия пласта наиболее значительно сказывается в случаях, когда пластовое давление ниже гидростатического. Аномально низкое пластовое давление встречается в процессе доразработки.
Проницаемость ПЗ в немалой степени снижается также и в процессе вскрытия пласта перфораций. Это объясняется тем, что качество жесткости, заполняющей ствол скважины перед перфорацией обычно бывает низким и не обеспечивает сохранения естественной проницаемости коллектора после перфорации.
Так обычно, продуктивный пласт в процессе его вскрытия многократно подвергается воздействию промывочной жесткости. В результате этого существенно ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП.
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 150С 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: