1549

Технология проведения перфорации ГПП по скважинам Талинского ме-сторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодоб

ID: 185273
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Технология проведения ГПП по скважинам Талинского ме-сторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Перфорация – пробивание отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины.
При гидропескоструйной перфорации для создания канала сообщения используется энергия песчано-жидкостной струи, истекающей с большой скоростью из специальных насадок перфоратора. В результате этого песок истирает стенки колонны, затем пробивает цементное кольцо и далее проникает в вглубь пласта.
При ГПП диаметр отверстий, создаваемых в колонне, составляет 12-20 мм, а глубина каналов в несколько раз больше, чем при других видах перфорации. При ГПП не нарушается цементное кольцо за колонной. Поэтому ГПП применяют в скважинах, только что вышедших из бурения, и уже эксплуатирующихся для значительного увеличения их производительности, а также в скважинах, близко расположенных к нефтеносным пластам водоносных или газоносных прослоев или пластов.
Показываю чертеж Технология проведения ГПП

ГПП осуществляется с помощью специальных устройств – гидроперфораторов, содержащих насадки с внутренним диаметром 3, 4,5 и 6 мм. Насадки диаметром 3 мм используют для вырезки прихваченных труб в обсаженных скважинах и при небольшой глубине резания; насадки диаметром 4,5 мм – при перфорации и других работах, когда нет условий для очень быстрой закачки песчано-жидкостной смеси; насадки диаметром 6 мм – когда необходимо обеспечивать максимальную глубину канала и невозможно создавать большие давления.
Для создания круговых горизонтальных щелей или каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе плата, а также для вырезки прихваченных труб применяют глубинный вращатель ВГ-1.
Для создания вертикальных щелей перфоратор перемещают вверх и вниз специальными глубинными двигателями ГДП, приводящимися в действие потоком рабочей жидкости. Этой же цели можно достигнуть путем подъема труб с помощью подъемной установки. При этом закачку песчано-жидкостной смеси осуществляют через тройник и гибкий шланг.
Показываю чертеж Гидропескоструйный перфоратор

Комплексная пластическая перфорация. Применяемая технология позволяет безударно достигать максимально большой площади вскрытия эксплуатационной колонны скважин, сохраняя при этом ее механическую прочность. А также производить намыв каверн в призабойной зоне скважин сквозь вскрытые щели гидромониторными струями перфораторов, осуществлять химико-кислотную обработку призабойной зоны через гидромониторы под давлением.
Гидромеханическая щелевая пер¬форация (ГМЩП) - технология вторич¬ного вскрытия пласта. Она заключается в следующем: перфоратор, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах и привязан¬ный к нужному пласту геофизи¬ческим методом, производит в обсадной колонне непрерывные длинные продольные щели. После через эти щели под воздействием гидромониторной струи на гор¬ную породу и цементное кольцо, вымываются сплошные каверны.
Показываю чертеж Эффективные виды перфорациии

В результате проведения гидропескоструйной перфорации произошло увеличение дебита скважины на 1,5 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 504 тонны.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1553,6 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от внедрения гидропескоструйной перфорации в сумме 1,84 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения гидропескоструйной перфорации.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели






































Вопрос 1. Какие материалы применяют для ГПП?
Основными материалами для осуществления ГПП являются рабочая жидкость и песок.
В качестве рабочих жидкостей используют дегазированную нефть и техническую воду, а также растворы соляной кислоты с ПАВ.
В качестве абразивного (истирающего) материала применяют песок.

Вопрос 2. Как устанавливают перфоратор?
Спускают перфоратор, тщательно замеряя длины каждой трубы и другого подземного оборудования. Перфоратор центрируют в заданном интервале специальным фиксатором. При нагнетании песчано-жидкостной смеси плашки фиксатора выдвигаются и упираются в стенку колонны, удерживая перфоратор и ближайшие к нему трубы в определенном положении. Если используется глубинный вращатель, то его устанавливают над перфоратором. На расстоянии одной или двух НКТ над перфоратором устанавливают муфту-репер.

Вопрос 3. Сколько песка надо для проведения ГПП?
При ГПП концентрация песка в рабочей жидкости составляет 200 г/л; количество песка достигает 10 т.

Вопрос 4. Каковы преимущества гидромеханической щелевой перфорации?
• Качественное вскрытие пласта;
• Создание надежной связи с пластом;
• Возможность использования более низкого давления;
• Большая площадь участка вскрытия продуктивного пласта;
• Даёт возможность существенно понизить затраты на добычу нефти.
ВВЕДЕНИЕ

К настоящему времени сложилось достаточно четкое представление о том, запасы каких месторождений следует относить к категории труд-ноизвлекаемых. Среди основных причин сложности выработки запасов можно выделить не только причины геологического характера (слож-ность геологического строения; изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора как по разрезу, так и по площади; низкая проница-емость коллекторов; высокая вязкость нефти в пластовых условиях и др.), но и целый ряд причин, связанных с энергетическим состоянием объекта разработки, свойствами насыщающих его флюидов, реализуемой системой разработки и т.д.
Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами можно выделить в особую группу, так как до настоящего времени из-вестные технологии выработки запасов и применяемая техника не поз-воляют достичь высокой эффективности их разработки.
Актуальность решения проблемы повышения эффективности разра-ботки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами обусловлена возрастающей долей запасов нефти, сосредоточенных в таких коллекто-рах. На сегодня более 80 % запасов нефти, уже вовлеченных в разра-ботку на территории Западной Сибири, приурочены к категории труд-ноизвлекаемых в основном по причине низкой проницаемости коллекто-ров.
Коэффициент нефтеотдачи объектов с низкопроницаемыми коллек-торами в настоящее время не превышает 6 %. Разработка месторожде-ний с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время осуществля-ется в большинстве случаев с применением заводнения. При этом наблюдается значительное расхождение между средним проектным ко-эффициентом нефтеизвлечения и фактическим - 29 % и 6 %.
По мнению некоторых специалистов, одной из эффективных техно-логий разработки меторождений с низкопроницаемыми коллекторами является газовое и водогазовое воздействие. Применение газовых мето-дов воздействия на нефтенасыщенные коллекторы по их мнению позво-ляет увеличить коэффициент нефтеотдачи объектов с низкопроницаемыми коллекторами на 5-10 % в сравнении с заводнением. Эффективность и степень выработки запасов углеводородов из неоднородных низкопрони-цаемых коллекторов зависит от режима дренирования, метода воздей-ствия на залежь, а так же реализуемых режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. При этом не исключается возможность трансформации энергетического состояния залежи.
Для повышения эффективности выработки запасов из неоднород-ных коллекторов в последние годы предложено много решений. При этом чаще всего применяется: выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах и профиля притока в добывающих скважинах путем селективной изоляции высокообводненных, как правило, высоко-проницаемых интервалов пласта, интенсификации нагнетания воды в низкопроницаемые интервалы неоднородного пласта в нагнетательных скважинах и притока жидкости из низкопроницаемых интервалов в до-бывающих скважинах.
Как правило, практические сложности в разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами обусловлены как геологическим строе-нием объекта (высокая неоднородность, низкая проницаемость и т. д.), так и физико-химической характеристикой пород-коллекторов и насы-щающих их флюидов (высокая пластовая температура, глинистость кол-лектора, повышенное содержание сероводорода, парафина в нефти, вы-сокий газовый фактор и т. д.).
Именно к таким месторождениям относится Талинское месторожде-ние - одно из крупнейших в Западной Сибири по запасам. На этом месторождении в настоящее время внедряется ряд современных методов повышения нефтеотдачи пластов.
2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Освоение системы заводнения на Талинской площади началось в 1983 году. В настоящее время организация закачки воды в пласт осуществляется на эксплуатационных объектах: ЮК2-9 (тюменская свита), ЮК10 и ЮК11 (шер-калинская свита), КВ (кора выветривания).
Продуктивные пласты ВК1 (викуловская свита) и ЮК1 (абалакская сви-та) разрабатываются на естественном режиме.
Объект ЮК2-9 (тюменская свита)
Закачка воды для поддержания пластового давления на объекте ЮК2-9 началась в 2002 году. К настоящему времени в северной (блоки №№ 12-14) и центральной (блоки №№ 36-39) частях залежи организовано очагово-избирательное заводнение (рис. 5.4.1, граф. прил. П 5.4.1, П 5.4.2).













Рис. 2.1. Талинская площадь. Объект ЮК2-9.
Схема размещения нагнетательного фонда скважин .

Фактические показатели разработки, характеризующие систему ППД, приведены в табл. 2.1.
С начала освоения системы ППД в пласт закачано 372,1 тыс.м3 воды, в течение 2003 года – 361,1 тыс.м3. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составляет 92,4%, накопленная – 32,9%.
По состоянию на 01.01.2004 года в нагнетательном фонде пребывает 12 скважин, все скважины являются действующими. Средняя приемистость нагнетательной скважины – 198 м3/сут. Фактическое соотношение между нагнетательными и добывающими скважинами составляет: по эксплуатаци-онному фонду – 1 : 13, по действующему фонду - 1 : 7.
Таблица 2.1
Талинская площадь. Объект ЮК2-9.
Фактические показатели разработки, характеризующие систему ППД

Показатели 2002 год 2003 год
Закачка рабочего агента, тыс.м3/год 11,0 361,1
Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3 11,0 372,1
Средняя приемистость, м3/сут 122,0 180,0
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт. 2 12
Действующий фонд нагнет. скважин на конец года, шт. 2 12
Соотношение действ. нагнет. фонда к добыва-ющему 1 : 28 1 : 7
Компенсация отборов жидкости закачкой, %
текущая
накопленная
 
3,2
1,5 
92,4
32,9
Текущее пластовое давление, МПа 21 19 – 21,6

Объекты ЮК10 и ЮК11 (шеркалинская свита)
При проектировании системы разработки залежей нефти шеркалинской свиты на Талинской площади использовался поэтапный подход, так как в условиях неоднозначности представлений о месторождении и динамично развивающегося процесса извлечения нефти невозможно создать изначально законченную систему.
На начальном этапе Технологической схемой разработки Талинской площади, составленной в 1980 г. (протокол ЦКР МНП № 884 от 1.10.1980 г.), предусматривалось создание площадной девятиточечной системы, кото-рая при неблагоприятных горно-геологических условиях может трансфор-мироваться в пятиточечную с соотношением нагнетательных и добывающих 1:1, обеспечивая наибольший коэффициент охвата воздействием. В иных условиях - предполагается возможным осуществление перехода к рядным системам.
Поскольку технологическая схема составлена без проведения опытно-промышленной эксплуатации скважин и надежность исходных данных была низкая, в 1984 году возникла необходимость в уточнении запасов, перерас-пределении объемов эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние шеркалинской свиты. В связи с решениями о разработке пластов ЮК10 и ЮК11, девятиточечную систему разработки (за исключением уже разбуренного участка) было решено трансформировать в блоковую трехрядную.
В 1987 году была составлена Дополнительная записка к технологиче-ской схеме разработки (протокол № 1276 от 23.12.1987 г.), согласно которой блоковая трехрядная система преобразуется в интенсивную блочно-замкнутую.
В настоящее время действует последний документ «Технологическая схема разработки Талинской площади», составленный в 1992 году (протокол ЦКР МНП № 1462 от 28.02.1992 г.), в рамках которого предусматривалось еще более интенсифицировать систему разработки - с трехрядной на блочно-замкнутую и очагово-избирательную.
Итак, можно проследить трансформацию проектной системы заводне-ния в процессе развития разработки месторождения и расчетную эффектив-ность планируемых мер.
Изначально в 1980-1984 годах, проектирование разработки Талинской площади сопровождается слабой изученностью и отсутствием опыта про-мышленной эксплуатации скважин. Обоснование параметров системы разра-ботки и коэффициентов нефтеотдачи осуществлялось по принципу «анало-гий». Коэффициенты нефтеизвлечения 0,35 – 0,472 рассчитывались по зави-симостям, характерным для разрабатываемых залежей меловых отложений.
В дальнейшем, авторы последующих проектных документов, сталкива-ясь с фактами прогрессирующего обводнения скважин, преждевременного выбытия фонтанирующих скважин, низкой эффективности насосной добычи, приходили к выводу о целесообразности интенсификации системы заводне-ния.
Попытки компенсировать неудовлетворительное состояние дел на ме-сторождении интенсификацией системы заводнения сопровождались песси-мистическими прогнозами в оценках коэффициента нефтеизвлечения.
Уже в 1987 году в «Дополнительной записке к Технологической схеме разработки Талинской площади», несмотря на предлагаемый переход с трехрядной блоковой системы разработки на более интенсивную блочно-замкнутую, расчетный коэффициент нефтеотдачи оценивается уже суще-ственно ниже 0,291 (рис. 5.4.2).















Рис. 2.2. Талинская площадь. Схема модификации системы разработки в сравнении с утвержденным КИН

Неэффективность предпринимаемых попыток оптимизации технологии разработки мерами по интенсификации системы воздействия отразилась и на проектных решениях "Технологической схеме разработки Талинской пло-щади", составленной в 1992 году.
Предлагая дальнейшее "усиление" системы разработки за счет допол-нительного ввода под нагнетание воды очаговых скважин, авторы, тем не менее, обосновывают невозможность достижения ранее утвержденного ко-эффициента нефтеизвлечения 0,291. Расчетная величина коэффициента нефтеизвлечения в Технологической схеме снижается и оценивается 0,25. Анализ сложившейся ситуации, подробно изложенной в «ТЭО разработки Красноленинского месторождения на условиях заключения СРП» (2001 год), свидетельствует, что без изменения концептуальной основы доразработки месторождения, коэффициент нефтеизвлечения не превысит 0,2.
Эффективность реализованной технологии разработки месторождения затрагивает следующие аспекты:
• геометрия размещения скважин;
• плотность сетки скважин;
• способы эксплуатации скважин;
• интенсивность системы заводнения.
На Талинской площади разработка залежей нефти шеркалинской свиты осуществляется с применением элементов очагового заводнения, рядных, блочно-замкнутых и площадных систем. Схематизация сложившейся систе-мы разработки представляется на рис. 2.3.
Спектр систем разработки по ЮК10 представляется следующим:
1 - площадная девятиточечная (восточная часть блоков 12-15);
2 - трехрядная блоковая (блоки 11-16);
3 - трехрядная с переходом на блочную (блок 17-23);
4 - трехрядная с элементами очагового заводнения (блоки 24-29);
5 - трехрядная с переходом на блочно-замкнутую (блоки 30-45);
6 - пятирядная с переходом на блочно-замкнутую (блоки 45-52);
по ЮК11:
1 - трехрядная (блоки 14-19, 21-23), трехрядная с очагами (блоки 11-13, 20);
2 - несформированная трехрядная блочно-замкнутая (34-40 блок),
3 - трехрядная с элементами очагового заводнения (41-45 блок),
4 - пятирядная (46-49 блок), пятирядная с очагами (50 блок).

Геометрия проектных элементов систем разработки.
При проведении повторной выборочной инклинометрии по 58 скважи-нам (проведена запись гироскопом) 44 скважины (75,9 %) вышли за пределы установленного круга допуска. По абсолютным значениям фактические от-клонения забоя от проектного положения на Талинской площади составили от 7 до 823 м. Таким образом, есть все основания утверждать о невыполне-нии одного из главных требований проектного документа в области геомет-рических параметров проектных элементов системы разработки; по сути речь идет о допущенной деформации проектной сетки скважин со всеми вы-текающими последствиями. Последнее обстоятельство существенным обра-зом влияет на эффективность планируемых мероприятий по восстановлению добычи нефти, вносит искажения в проектируемые геолого-технологические модели, снижает достоверность прогнозируемых технико-экономических по-казателей.























Рис. 2.3. Талинская площадь. Схема расположения участков с различ-ной системой разработки, реализованной на залежах нефти шеркалин-ской свиты (А – ЮК10, Б – ЮК11)

Плотность сетки скважин
Эффективность реализуемой системы разработки, характеризуется плотностью сетки скважин. Проектные параметры здесь таковы: с 11 по 45 блоки - 18 га/скв, с 46 по 50 блоки - 24 га/скв. Пробуренный фонд при усло-вии его устойчивой эксплуатации проектным параметрам соответствует.
Однако, в связи с тем, что обеспечить надлежащую эксплуатацию скважин не удалось, параметры сетки, обусловленные реальным работаю-щим фондом скважин, претерпели существенные изменения.
Введем понятие динамической плотности сетки, учитывающее состоя-ние фонда скважин. С учетом реального отработанного времени (коэффици-ента использования) сетка скважин представляется весьма разреженной (рис. 2.4).

Рис. 2.4. Динамическая плотность сетки по различным системам разработки

За рассматриваемый период максимальное разрежение плотности сетки скважин по блочно-замкнутой системе разработки отмечается в 1999 году и составляет 82 га/скв., по трехрядной также в 1999 году - 27 га/скв. Средние за период значения таковы: 39 га/скв. – по блочно-замкнутой, 23 га/скв. – по трехрядной. Расхождение с проектом здесь весьма существенное. Непреду-смотренное применение столь редких сеток скважин, обуславливает избира-тельную выработку наиболее продуктивной части разреза, а неустойчивая кинематика потоков предопределяет повышенное водосодержание в продук-ции скважин.
Уплотняющий фонд
В "Дополнительной записке к Технологической схеме разработки Та-линской площади" (протокол № 1276 от 23.12.1987 г.) предполагалось дву-стадийное разбуривание. На начальной стадии - 36 га/скв с последующим уплотнением до 18 га/скв. Размещение дополнительных скважин предусмат-ривалось на нефтенасыщенных толщинах 5 метров и более.
С целью повышения темпов выработки низкопродуктивных запасов нефти в проектном документе от 1992 года предусматривалось бурение 1405 уплотняющих скважин.
По состоянию на 1.01.2004 года на Талинской площади пробурено 582 такие скважины (424 скважин на пласт ЮК10, 158 скважин на пласт ЮК11). Как показал анализ, интервалы перфорации пластов в скважинах основного и дополнительного фонда практически идентичны.
В ряде случаев оптимизация плотности скважин предполагалась за счет приобщения пласта ЮК11 в проектных скважинах объекта ЮК10. Анализ ре-зультатов геофизических исследований свидетельствует, что при совместной эксплуатации пластов, условия для выработки запасов объекта ЮК10 резко ухудшились. Коэффициент работающей толщины в случае приобщения пла-ста ЮК11 снижается с 0,65 до 0,35.
Это обстоятельство нашло свое отражение в показателях эксплуатации уплотняющих скважин. В 98% рассматриваемых случаях, уплотняющие скважины вступали в эксплуатацию с обводненностью превышающей 80%, а в окружающих скважинах основного фонда обводненность продукции не превышала 20%.
Таким образом, условия для повышения эффективности отработки сла-бодренируемых запасов в уплотняющих скважинах созданы не были. Как следствие -несоответствие фактических отборов нефти проектным. Согласно проекта удельная добыча на скважину дополнительного фонда обосновыва-ется 42 тыс.т, реально она не превысит 10 тыс.т.
Нарушение проектной технологии привело к тому, что уплотняющие скважины характеризуются большим водонефтяным фактором (табл. 5.4.2), достигающим 26, а также десятикратно меньшей величиной подвижных запа-сов нефти. Объясняется это тем, что в процессе эксплуатации скважин основ-ного фонда, в условиях превышения пластового давления над первоначаль-ным и разряженных сеток, происходил выборочный отбор нефти из высоко-проницаемых пропластков, что способствовало их преждевременному об-воднению до ввода в эксплуатацию скважин уплотняющего фонда; запасы нефти, сосредоточенные в низкопроницаемых интервалах разреза, остава-лись заблокированными.
 Таблица 2.2
 Оценка подвижных запасов нефти уплотняющего фонда скважин,
 пробуренных вторым этапом, и окружающих скважин основного фонда
Категории скважин ВНФ Текущая
(на дату останов-ки) обводнён-ность, % Подвижные запасы нефти на одну скв, тыс.т
Уплотняющие скважины 26 97,5 7
Скважины основной сетки 6 86,5 73

Технология эксплуатации скважин
Одна из принципиальных позиций в системе разработки Талинской площади – технология эксплуатации скважин. Неблагоприятные условия для насосной добычи (давление насыщения 15-20 МПа, газосодержание 140-500 м3/т.) диктовали целесообразность строительства на месторождении газ-лифтного комплекса. По сути, это одно из важнейших положений проектного документа от 1984 года. Есть все основания полагать, что в случае его ис-полнения ситуация в разработке залежей шеркалинской свиты была бы иной.
Отказ от строительства газлифтного комплекса в пользу организации фонтанной добычи нефти, а в последующем электроцентробежными и штан-говыми насосами, практически предопределил основной спектр проблем в разработке месторождения. Это низкий коэффициент использования механи-зированных скважин, необходимость поддержания высоких пластовых дав-лений и объемов закачки воды для продления фонтанирования, осложнения в добыче нефти: отложение парафинов, солей и гидратов, нерегулируемость отборов жидкости, неблагоприятная динамика обводнения скважин, обу-словленная неустойчивой кинематикой потоков флюидов в пласте, невоз-можность снижения пластового давления в процессе разработки без суще-ственных потерь в добыче нефти.
В сложившихся условиях, когда фактор повышенного газосодержания в связи с высокой обводненностью продукции скважин не является домини-рующим, основным элементом концепции доразработки залежей шеркалин-ской свиты, по всей видимости, будет форсированный отбор жидкости. Акту-альной представляется организация механизированной добычи, основанной на применении высоконапорных центробежных насосов. Есть все основания полагать, что при ее разумной организации, в сочетании с оптимизацией си-стемы нагнетания и регулированием приемистости скважин, будут созданы предпосылки для активизации выработки слабодренируемых запасов нефти.



Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате проведения гидропескоструйной перфорации произо-шло увеличение дебита скважины на 20,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6648 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3037,51 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от гидропескоструйной перфорации в сумме 31,8 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 51,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 44,4 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3037,51 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод об экономиче-ской целесообразности проведения мероприятия.











ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При ГПП концентрация песка в рабочей жидкости составляет 50-200 г/л; количество песка достигает 10 т.
Темп закачки песчано-жидкостной смеси меняется в пределах 3-4 л/с. При этом скорость струи, выходящей из насадки, составляет 200-260 м/с, а перепад давления – 18,5-22 МПа. Скорость перфорации колонны и породы в среднем меняется от 0,6 до 0,9 мм/с. струя жидкости с песком образует щель в обсадной колонне шириной около 100 мм, а в пласте – 30-60 мм, длина щели достигает 1000 мм.
Экспериментально определено, что для точечного вскрытия одного ин-тервала без смещения насадки требуется 15-20 мин, а для щелей вскрытия – 2-3 мин на каждый сантиметр длины щели.
Использование растворов кислот в качестве рабочей жидкости повы-шает эффективность ГПП, так как при этом одновременно с перфорацией обеспечивается очистка поровых каналов от загрязнений.
Эффективность ГПП повышается также при искусственном насыщении рабочей жидкости газом (до 25 %). В результате этого размеры каналов уве-личиваются в 2-3,5 раза за счет снижения плотности среды вокруг струи и за счет выделяющегося из насадок перфоратора газа.
Технология и экономическая эффективность проведения ГПП опреде-ляются исходя из степени увеличения производительности скважин и затрат на производство ГПП.
Необходимо иметь ввиду, что при оценке эффективности путем сравне-ния дебитов режим эксплуатации должен быть одинаковым до и после про-ведения ГПП.
Технологическую эффективность проведения ГПП лучше всего опреде-лять по изменению коэффициента продуктивности, так как один и тот же де-бит может быть получен при разных депрессиях на пласт. Для этого до и по-сле обработки определяют забойное давление при трех-четырех режимах работы скважины.
Если нет возможности исследовать скважину, то эффективность обра-ботки определяют путем сравнения среднего дебита нефти за три-четыре ме-сяца до обработки с дебитом нефти непосредственно после обработки. В лю-бом случае суммарный эффект обработки определяют путем сравнения того же среднего дебита нефти до обработки со средним дебитом нефти после об-работки в течение всего эффективного периода работы скважины.
При наличии одновременно газовой шапки и подошвенной воды реко-мендуют первоначально перфорировать пласт ближе к ВНК и дальше от ГНК. При этом расстояние между нижними перфорационными отверстиями и ВНК должно быть не менее 25% толщины нефтенасыщенной части пласта, а ширина интервала перфорации – не более 15 % этой толщины. После пол-ного обводнения первый интервал перфорации изолируют и производят до-стрел соседнего верхнего нефтенасыщенного слоя и т.д. Таким образом осу-ществляют поэтапную эксплуатацию нефтенасыщенной толщины пласта.
Проведенная дополнительная перфорация увеличивает дебит добыва-ющих скважин, снижает обводненность продукции и повышает выработку продуктивных пластов. Поэтому применение этого метода является необхо-димым в условиях определенных высокопроизводительных месторождений, тем более, что затраты на перфорацию являются незначительными по срав-нению с другими методами, направленными на увеличение дебитов.


Размер файла: 2,7 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.