25380 (686822), страница 11

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 11)

1 влияние растворам глушения на призабойную зону пласта (ПЗП).

2 влияние тампонажного раствора при цементаже обсадной колонны на призабойную зону пласта.

влияние бурового раствора при первичном вскрытие пласта на призабойную зону пласта.

вид, тип и плотность перфорации для вторичного вскрытия пласта.

физико-химическое воздействие на ПЗП после вторичного вскрытия.

И если по первым трём пунктам принимается определение технологическое решение, то 4 и 5 пункт находится в состоянии отсутствия правильных технологических решений, в следствии чего приёмистость или приток по прослоях с различной проницаемостью оставляет погребённым значительное количество нефти, неравномерного вытеснения или неравномерных отборов. Поэтому рассмотрим эти пункты подробно.

Типы перфорации бывают следующие:

Пулевая

Сверлящая

Кумулятивная

Торпедная

Пескоструйная

Каждая из них обладает своими особенностями.

Виды кумулятивной перфорации бывают:

1 корпусные и безкорпусные;

2 одноразовые и многоразовые;

перфораторы разрушающиеся;

перфораторы спускаемые на трубах НКТ и на геофизическом кабеле.

Каждая перфорация характеризуется своими особенностями: диаметром перфорационного канала, его длиной, соотношениями:

(5.1)

Основные типы и виды перфорации применяемые на Приразломном месторождении приводятся ниже.

По Приразломному месторождению в последние годы наблюдаются резкое обводнение продукции не согласующиеся с расчётным проектным.

Проведём анализ по вторичному вскрытию пласта.

Для пластов БС_4-5 коэффициент проницаемости меняется от 1 мД. До 100 мД. в зависимости от геофизической характеристики пласта относительной амплитуды собственных потенциалов, которая в свою очередь зависит от глинистости коллектора) принимаем плотность перфорации от 10 отверстий на метр при до 20 отверстий при . Считалось, что двойное увеличение плотности перфорации равноценно аналогичному уменьшению коэффициента проницаемости.

Простой расчёт по методике, предложенный В.И. Щуровым с использованием его графиков (рисунки 5.1-5.3) приводит к следующим результатам:

1 рассчитаем при плотности перфорации 5-10 отверстий на метр сверлящим перфоратором ПС - 112; данные возьмём из двух прослоев с проницаемостями 35 мД и 70мД соответственно:

примем, что пористость меняется в этом случае незначительно

длина канала перфорации:

l₀₁=l₀₂=2cм

диаметр перфорационного канала:

d₀₁=d₀₂=12мм

мощность пласта:

N₁=N₂=13м

Диаметр скважины:

Д₁=Д₂=216мм

Поскольку на Приразломном месторождении пласт БС_4-5 полностью нефтенасыщен, коэффициент несовершенства скважин по степени вскрытия будет равен 0 С₁=0; график Щурова (приложении).

Определим С₂ коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия)

Определим

график Щурова. Определим

(пД) ₁=10 0,216=2,16;

(пД) ₂=5 0,216=1,08;

определим

определим (С₂) ₁=10

определим (С₂) ₂=18

Посчитаем относительный дебиты для пластов одинаковой толщины, то есть это будет коэффициенты показывающие в каких пластах идёт более интенсивный отбор при данном виде перфорации

(5.2)

то есть наименьшее проницаемый пласт будет выработан на 0,74 в то время как более проницаемый пласт вырабатывается в 1: 0,74=1,36 раза быстрее.

Как результат и вытеснение будет более интенсивно проходить в более проницаемом пласту, который за тем станет обводнённым.

Посчитаем ту же задачу для перфоратора ПС-103-технические характеристики следующие: диаметр отверстия d₀=5мм=0,5см; длина перфорационного канала l₀=10-12cм мощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м

Из графика Щурова следует

(С₂) ₁=1,6; (С₂) ₂=3

для данного вида перфорации

Следовательно, в плохо проницаемом пласту вытеснение или отбор нефти будет происходить медленее в 1/0,58 =1,7раза. Сделаем расчёт для перфоратора ПКСЛУ-80 со следующими техническими данными: d₀=7мм=0,7см; длина перфорационного канала l₀=21-22cм мощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м. Плотность перфорации:

Из графика Щурова следует

(С₂) ₁=0; (С₂) ₂=0,8

(5.3)

то есть и в этом случае вытеснение или отбор идёт значительно хуже в слоях низкой проницаемостью 1/0,56=1,85раза.

Поэтому и происходит на Приразломное месторождение обводнение по прослоям с более высокой проницаемостью.

Для каждого конкретного случая следует подбирать вид перфоратора и плотность перфорации, которая соответствовала бы равномерным отборам - вытеснением по всем прослоям.

В настоящие время появились более мощные перфораторы:

RDX-DR - фирмы Шлюмберже

Характеристики

Список файлов курсовой работы