Пороховой генератор давления бескорпусный ПГД-БК

1 – Эл-кий кабель (бронированный),

2 – кабельная головка-наконечник,

3 – внутренний заряд,

4 – Эл-кий воспламенитель (спираль),

5 – пороховой элемент в оболочке,

6 – соединительная резьбовая муфта,

7 – соединительная трубка.

Недостатки ТГХВ

• при неправильном выборе скважины для обработки или нарушении технологии подготовительных работ показатели технологии ТГХВ резко ухудшаются или даже могут быть отрицательными.

• При глушении скважины водой или глинистым раствором перед обработкой эффективность ТГХВ резко снижается.

• Нецелесообразно применение ТГХВ в скважинах с низким пластовым давлением в истощенных коллекторах.

• При быстром сгорании заряда иногда происходят:

выбросы жидкости,

прихваты кабеля

разрывы обсадной колонны.

• Для предупреждения таких явлений необходимо держать уровень жидкости ниже устья примерно на 50 м, а устье герметизировать специальным сальником (пространство над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного компенсатора).

ТГХВ в НС часто не удается понизить уровень (происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью). В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а боковые отводы арматуры устья оставляют открытыми на случай выброса.

ТГХВ в пластах с низкой проницаемостью

• Хорошие рез-ты достигнуты при ступенчатой обработке, когда сжигание большого кол-ва пороха опасно.

• Ступенчатые обработки производят с постоянным ув-ем массы порохового состава и не ранее чем ч/з 2 ч после предыдущей обработки, т.к. из-за повышенной t-ры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда.

• Для исключения отрыва от кабеля горящего порохового снаряда (под действием собственного веса и реактивных сил, создаваемых струями горячих газов) и падения в зумпф на забой скв целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка или созданием цементной пробки.

 

26. проблема ППД на современном уровне. Изменения в нормировании качества воды за время разработки месторождений. Взгляды на проблему определения допустимых норм содержания загрязнений. Основные разрабатываемые горизонты и группы пластов Ромашкинского месторождения. Дебитометрические исследования скважин Ромашкинского месторождения. Закономерности вытеснения нефти закачиваемой водой.

Нормы на качество воды

Временные нормы 1947 г.

• - ТВЧ не должно быть более 1 мг/л;

• - растворенного кислорода – до 1мг/л;

• - железа на устье скважины – до 0,5 мг/л;

• - общая щелочность – не более 50 мг.

Нормы 1961 г

• - содержание ТВЧ допускалось до 2 мг/л;

• - нефтепродукты - должны отсутствовать;

• - содержание железа – до 0,5 мг/л;

• - умягчения воды – не требовалось.

нормы для Ромашкинского мест-я -внутриконтурное заводнение (К=300-500 мД)

• -допустимое содержание ТВЧ - 15 мг/л;

• -допустимое содержание нефти - 20 мг/л;

• -допустимое содержание железа - 1 мг/л;

нормы для Ромашкинского мест-я -внутриконтурное заводнение (К>500 мД)

• -допустимое содержание ТВЧ - 25 мг/л;

• -допустимое содержание нефти - 40 мг/л;

• -допустимое содержание железа - 2 мг/л;

Нормы на качество воды в ОАО «ТН» Длит-й период действовало «Временное положение», в соответствии с кот-м сод-е нефти и ТВЧ в воде не д.превышать 50-60 мг/л каждого из них.

Однако более важными показателями являются размер пор и каналов и размеры самих загрязнений.

Взгляды на проблему определения допустимых норм содержания загрязнений

1. закачиваемая в продуктивные пласты вода должна быть весьма жесткой кондиции (допустимое содержание взвешенных веществ не более 10-15 мг/л).

2. закачиваемая в продуктивные пласты вода (с т.зр. работников промысловых служб), может использоваться в системе ППД без её предварительной очистки.

Разработанные РД, регламентирующие допустимые нормы содержания загрязняющих веществ, базируются главным образом на статистическом анализе промыслового материала и имеют региональный характер

назрела необходимость разработки методики нормирования качества закачиваемой воды, основанной на экономических критериях оценки

Основные разрабатываемые горизонты девонские (пашийские и кыновские) и среднекарбоновые (тульские и бобриковские) отложения - терригенные коллекторы с относительно высокими ФЕС.

Другие объекты - карбонатные коллекторы (турнейские, башкирские, верейские отложения) со сложной ФЕХ (трещиновато-пористые, пористо-трещинные).

основные группы пластов Ромашкинского месторождения

продуктивные коллекторы (I гр.) Кпр.абс.> 0,1 мкм2 выделено два класса пластов:

первый класс - продуктивные коллекторы с объемной глинистостью < 2% (заводняются водой с плотностью ρ = (1,0-1,18) • 103 кг/м3);

второй класс— продуктивные коллекторы с объемной глинистостью > 2% (не должны заводняться водой с плотностью ρ < 1,12 • 103 кг/м3).

низкопродуктивные (II гр.) Кпр.аб. = 0,03-0,10 мкм2 и объемной глинистостью > 2% (не должны заводняться водой с плотностью ρ < 1,12 • 103 кг/м3).

неколлекторы (III гр.) - непродуктивные пласты (неколлекторы) с проницаемостью Кпр.абс. < 0,03 мкм2 и глины.

Дебитометрические исследования скважин Ромашкинского мест-я показали, что

• толщина интервалов пласта, характеризуемая притоком жидкости в нефтяных или приемистостью в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения, меньше общей перфорированной.

• прослои часто чередуются, различаются литологическим составом, структурно-текстурными особенностями, структурой порового пространства, проницаемостью и характером нефтенасыщения.

• при одинаковых величинах пористости, проницаемость отдельных прослоев в разрезе пласта изменяется в 3-4 раза и более, резко снижаясь в его кровельной и подошвенной частях.

• прослои с малой проницаемостью (меньше 0,3 мкм2) при низких величинах пластового давления (12-16 МПа) и депрессии на пласт (не более 3 МПа) в работе не участвуют.

Закономерности вытеснения нефти закачиваемой водой

• закачка любой воды в глиносодержащие пласты приводит к ум-ю их фильтрац-х св-в и сниж-ю приемистости;

• глинистые пласты-кол-ры при раздельной закачке могут принимать как сточную, так и пресную воду;

• при закачке сточной воды приемистость глинистых пластов-коллекторов в среднем в 1,5-2 раза выше, чем при закачке пресной воды;

• при совместной закачке воды в высокопроницаемые пласты I группы и низкопроницаемые - II группы вторые воду не принимают или принимают непродолжительное время после периодических (ОПЗ) скважин.

• Закачка в пласты любых вод, содержащих ТВЧ и нефть, во всех случаях приводит к снижению приемистости скважин.

Проблема ППД на современном уровне. Причины снижения проницаемости пористой среды. Причины ослабления сцементированности частиц в пласте. Механизм снижения проницаемости кольматирующими частицами. Варианты закрепления частиц в поровом пространстве пласта.

Проблема ППД в современном понимании - это далеко не только проблема хорошего оборудования, обеспечивающего поддержание давления в продуктивных пластах.

В первую очередь - это проблема:

- сложного геологического строения многочисленных прерывистых маломощных пластов;

- непредсказуемого выклинивания нефтесодержащих пластов и пропластков;

- несоответствия вскрытия пластов забоями нагнетательных и реагирующих на них эксплуатационных скважин;

- сложности согласования темпов отбора и нагнетания жидкости;

- различных коллекторских свойств пластов, вскрытых забоями нагнетательных и добывающих скважин;

- применения технологий одновременной закачки воды в различные пласты через один забой;

- конструкции самого забоя скважин;

- способов вскрытия продуктивных пластов при заканчивании скважин бурением;

- режима работы пласта;

- механизма кольматации пор и заиливания фильтрационных каналов частицами, содержащимися в воде и других флюидах;

- методов поддержания приемистости призабойной зоны за счет исключения неэффективных фильтрационных механизмов вытеснения нефти движения закачиваемой жидкости по флюидо-проводящим каналам и трещинам;

- высокого сопротивления движения жидкости алевролитов, характеризуемых порами малых размеров и низкой фазовой проницаемостью по закачиваемой воде;

- кольматации пор собственными подвижными частицами пласта;

- совместимости закачиваемых и пластовых флюидов;

- особенностей эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин;

- качества ремонтных работ подземного и наземного оборудования всех видов;

- применяемых способов повышения нефтеотдачи;

- методов осуществления различных вариантов исследований скважин;

- технологий доставки жидкости к забоям нагнетательных скважин индивидуального качества в необходимых объемах и при заданных давлениях;

- температуры закачиваемой воды и пласта;

- методов ОПЗ и т.д.