Оценка качества первичного и вторичного вскрытия пластов с целью сохранности свойств коллекторов.

За критерий оценки качества вскрытия продуктивного пласта бурением (первичное вскрытие) принято считать относительную продуктивность (отношение фактической продуктивности пласта к потенциально возможной, т.е.теоретической). Качество вскрытия оценивают также по удельному дебиту скважины Qу.т/сутки•м и удельной продуктивности qуд. За удельный дебит принимается количество добываемой нефти Q в тоннах за сутки на 1 м эффективной толщины пласта h, т.е.

 

Под удельной продуктивностью понимают удельный дебит на 1 ат перепада давления в системе скважина - пласт (депрессии) — ΔР

 

Дебит скважины

Время выхода на режим

Индекс продуктивности

• Относительная продуктивность

Скин-фактор

Коэффициент продуктивности - отношение дебита к депрессии:

Q = дебит скважины, м3/сут

ΔP = депрессия, МПа (пластовое давление – давление в скважине)

Удельный дебит (попытка привязаться к эффективной мощности вскрытого пласта):

 

H = вскрытая нефтенасыщенная мощность, м.

Фактический коэффициент продуктивности. Определяют по индикаторным диаграммам, которые строят по результатам исследования скважин на сложившихся режимах отбора продукции.

 

Индикаторная диаграмма отображает зависимость дебита от депрессии

Потенциальный коэффициент продуктивности скважины

уравнению Дюпуи потенциальный дебит скважины:

 

Разделив правую и левую части уравнения на Δр получим выражение для определения потенциального коэффициента продуктивности

 

 

Относительная продуктивность (ОП)

Отношение расчетного дебита, продуктивности или удельного дебита к теоретически возможному (потенциально достижимому)

Надежность расчета потенциально возможного дебита скважин

мощность пласта, расположение в нем ствола скважины

анизотропия коллекторских свойств

гидропроводность в пластовых условиях

пластовое давление, радиус дренирования, влияние соседних скважин

– «эталонный» скин-фактор

Скин-фактор и дебит скважины

 

 

ΔР – перепад давления k – естественная проницаемость коллектора

H – эффективная мощность коллектора

(величина депрессии)

μ– вязкость пластового флюида (нефти)

Ψ– геометрический фактор зоны дренажа (0.472)

re – радиус зоны дренажа

rw – радиус скважины

S – скин-фактор

Положительное значение Скин-эффекта свидетельствует о наличии дополнительных фильтрационных сопротивлений в ПЗП, отрицательное – их отсутствие.

Скин = 0 означает отсутствие какого-либо загрязнения

Скин > 0 означает загрязнение ПЗП

Скин < 0 означает улучшение гидропроводности ПЗП

 

Технологические жидкости для вторичного вскрытия.

Проведены исследования по разработке высокоэффективного эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий, нашедших широкое применение в различных технологических процессах добычи нефти, таких как вторичное вскрытие продуктивного пласта, глушение скважин перед подземным ремонтом, ограничение во-допритоков, обработка призабойной зоны скважин. Недостатками большинства известных эмульгаторов являются низкая эффективность, обуславливающая невысокую агрегативную и термическую стабильность образуемых с их участием обратных водонефтяных эмульсий, а также ограниченность ресурсов и высокая стоимость составляющих компонентов. В результате проведенных исследований разработаны состав и технология промышленного получения высокоэффективного эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий ЭН-1 (пат. Эмульгатор ЭН-1 представляет собой смесь остаточных продуктов вторичной и продуктов первичной переработки нефти. Основной задачей операции глушения продуктивных пластов является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Решение данной задачи возможно при условии применения специальных механических отсекателей пластов, противовыбросового оборудования либо с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового. Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей

При подготовке скважины к проведению вторичного вскрытия, обработке призабойной зоны или ремонтным работам весь ствол заполняется жидкостью глушения. Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на жидкость глушения с обеспечением заполнения всего ствола скважины. В связи с этим необходимо обеспечить надежное и простое регулирование технологических параметров жидкости глушения — главным образом плотности. Плотность жидкости глушения является главным фактором, который определяет величину давления на забое скважин. В общем случае забойное давление Рзаб

,

где

Нс — длина ствола скважины, м;

rжг — плотность жидкости глушения, кг/м3;

g — ускорение свободного падения, м/с2;

a- угол отклонения ствола скважины от вертикали, град.

Конструкции и обоснование применения многоствольных скважин.

 

Многоствольные скважины - это скважины которые имеют в нижней части основного ствола разветвления в виде двух и более протяженных горизонтальных, пологих или волнообразных стволов, у каждого из которых интервал вскрытия продуктивного пласта, как правило, в два раза и более превышает толщину пласта. Радиусы искривления стволов и глубины мест забуривания определяются геолого-техническими условиями данного месторождения. Профили многозабойных скважин (см. рис.2.5) имеют различный вид, но можно выделить основные:

а) МЗС с горизонтальными и пологими стволами.

б) МЗС с волнообразным дополнительными стволами

в) МЗС многоярусные

г) МЗС радиально-горизонтальные

многозабойных скважин:

а- МЗС с горизонтальными и пологими стволами; б- МЗС с волнообразным дополнительными стволами; в- МЗС многоярусные; г- МЗС радиально-горизонтальные.

 

Кроме того все пять групп типов профилей на участках набора параметров кривизны или их падения характеризуются радиусом кривизны или интенсивностью искривления, которые являются основными параметрами, характеризующими качество проводки наклонно-направленной скважины. На практике обычно эти участки делятся на четыре типа:

1. С большим радиусом кривизны (>190 м)

2. Со средним радиусом кривизны (60м - 190м)

3. С малым радиусом кривизны (11.5м - 60м)

4. С коротким радиусом кривизны (5.73м - 10м)

Участки набора или падения параметров кривизны с большим радиусом характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 0.1*-3*/10 м, которая дает радиус искривления 5730 - 190 метров. Бурение таких участков ведется с помощью инструмента для обычного и многозабойного направленного бурения.

Участки набора или падения параметров кривизны со средним радиусом характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 3.1*-9.6* /10 м, которая дает радиус искривления 60-190 метров. Бурение таких участков ведется с помощью специальных гидравлических забойных двигателей и обычных элементов бурильных колонн. Участки набора или падения параметров кривизны считаются участками со средним радиусом кривизны, если КНБК нельзя вращать после их проходки. Максимальная интенсивность набора в этом случае ограничена пределами на изгиб и кручение для бурильных труб. Участки набора или падения параметров кривизны с малым радиусом характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 9,7* - 19,1 */10 м, которая дает радиус кривизны 30-60 метров Участки набора или падения параметров кривизны с коротким радиусом характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 5,7* - 10*/1 м, которая дает радиус кривизны менее 10 метров. Бурение таких участков (с малым и коротким радиусом кривизны) ведется с помощью специального бурильного инструмента и по специальной технологии и обычно применяется при бурении дополнительных стволов из имеющихся скважин.

Рис. 2.5. Профили