Геофизические исследования скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Геофизические исследования скважин

Физико–химические свойства нефти, газа и воды. Стратиграфия, нефтегазоносность месторождения. Анализ добывных возможностей и технологических режимов работы скважины. Определение пластового давления. Кислотная обработка забоев и призабойных зон скважин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья в нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений - как с точки зрения сокращения затрат на добычу нефти, так и с точки зрения, полноты использования запасов углеводородов.
Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважин, либо к существенному сокращению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные: связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, связанные с изменением пластовых условий, ухудшающих или вообще прекращающих приток жидкости из пласта к забою скважины. Поэтому возникает необходимость в проведении КРС, связанных с восстановлением работоспособности или воздействием на призабойную зону скважин с целью увеличения производительности.
В рамках курсового проекта будет проведен анализ проекта перфорационных работ на скважине №0608 с последующим расчетом добывных возможностей и технологических режимов работы скважины, которые необходимы после каждого текущего или капитального ремонта скважин. Цель курсового проекта:
1 Научиться анализировать промысловые материалы и самостоятельно производить расчеты.
2 Подготовка к дипломному проектированию.
2 Охарактеризовать используемые оборудования.
3 Расчет основного магистрально насоса.
пластовый кислотный нефтегазоносность скважина
Красноярско - Куединское месторождение ранее рассматривалось как два самостоятельных, были открыты в 1952 и 1959 г. в результате поисково-разведочного бурения. В разработке находятся с 1960 и 1966 гг. В результате бурения на Красноярском месторождении добывающих скважин и доразведки Куединского месторождения было выявлено, что залежи нефти в отложениях нижнего и среднего карбона являются едиными для обоих месторождений.
Красноярско-Куединское месторождение приурочено к Среднему Приуралью. В административном отношении находится в Куединском районе Пермской области и продолжается на территории Башкортостана (Югомашевское).
Красноярско - Куединское месторождение расположено в районе развитой нефтедобычи (Куединская группа месторождений). Близлежащие (до 2 км) - Быркинское, Альняшское, Гондыревское месторождения, запасы которых утверждены ГКЗ СССР.
Сбор и транспортировка нефти и газа на месторождении осуществляется по групповой герметизированной системе, предусматривающей подачу продукции скважин на групповые замерные установки ГЗУ - «Спутник Б-40». С ГЗУ газонефтяная смесь поступает на сепарационные установки, где происходит 1 ступень сепарации нефти при давлении 0,3-0,45 МПа.
С сепарационных установок нефть поступает на установку комплексной подготовки нефти, расположенную на ЦППС месторождения. Подготовленная до товарной кондиции нефть по существующему нефтепроводу Куеда - Чернушка подается на НПС «Чернушка» магистрального нефтепровода Чернушка - Калтасы и далее на Пермский или Нефтекамский нефтеперерабатывающие заводы. Газ в количестве 45 млн. м3 /год используется на собственные нужды. Остальной газ 1 и 11 ступеней сепарации подается на существующую ГКС «Куеда» и далее на Пермский ГПЗ.
Источником водоснабжения для заводнения служат сточные воды из очистных сооружений пластовых вод, размещенных на ЦППС. Недостающее количество воды в систему заводнения и на производственно-технические нужды месторождения обеспечивается из водозабора «Буй» - река Арей. Бытовые стоки после локальной очистки используются в системе заводнения месторождения. Источником водоснабжения хозяйственно-питьевых нужд является артезианская скважина на территории ЦППС.
Обеспечение электроэнергией осуществляется от подстанции 110/35/10 Кв «Куеда», а также от подстанции 110/35/6 Кв «Красноярская». В геоморфологическом отношении месторождение приурочено к южной оконечности Буйской равнины. Рельеф местности сильно расчленен речками, логами, по дну которых протекают ручьи.
Геологический разрез Красноярско - Куединского месторождения, изученный по разрезам структурных, поисковых, разведочных и добывающих скважин, является характерным для месторождения юга пермской области. Он представлен отложениями: Четвертичной, Пермской, Каменноугольной, Девенской систем и Вендского комплекса. Максимальная вскрытая толщина разреза составляет 2169,5 м.
Четвертичные отложения представлены аллювиальными и аллювиально-делювиальными образованиями. Толщина - до 25 м.
Пермская система. Верхний отдел. Уфимский ярус.
Сложен переслаиванием песчаников, мергелей, ангидритов и доломитов, переходящим выше в красноцветную толщину песчаников, глин и алевритов. Толщина - до 265 м.
Представлены известняками и доломитами с включениями гипсов и ангидритов. В отложениях кунгурского яруса гипсы и ангидриты играют значительную роль. Толщина ниже-пермских отложений от 287 до 384 м.
Каменноугольная система. Верхне-средний отдел.
Отложения представлены доломитами и известняками. Толщина верхнекаменноугольных отложений от 119 до 202 м., среднекаменноугольных от 282 до 348 м. к отложениям каширского и верейского горизонтов московского яруса (пласты КВ1 и В3В4) и к отложениям башкирского яруса (пласты Бш1 и Бш2) приурочены промышленные залежи нефти.
Нижний отдел. Серпуховский и верхняя часть визейского яруса.
Сложены карбонатными породами - известняками и доломитами. Толщина карбонатных отложений от 252 до 313 м.
Яснополянский и малиновский надгоризонты представлены терригенными отложениями визейского яруса - песчаниками, алевритами и аргиллитами. К песчаникам и алевритам тульского (пласты Тл2-а, Тл2-б) и бобриковского (пласты Бб1 и Бб2) горизонтов приурочены промышленные запасы нефти. Толщина от 50 до 77 м.
Сложен известняками, толщина от 51 до 78 м. На Красноярском и Кипчакском поднятиях в кровле яруса приурочена нефтяная залежь (пласт Т).
Девонская система. Фаменский и Франский ярусы.
Карбонатные отложения верхнего отдела представлены главным образом известняками с порослями доломитов. Толщина от 430 до 791 м.
Нижняя часть кыновского и пашийского горизонта сложена терригенными породами: алевритами, песчаниками, аргеллитами. К отложениям пашийского горизонта приурочена залежь нефти (пласт Д1). Толщина кыновского горизонта от 22 до 30 м., пашийского от 4 до10 м.
Среднедевонская система. Живетский ярус.
Представлен переслаиванием алевритов, песчаников и аргиллитов. Толщина от 11 до 23 м.
Вендский комплекс. Бородулинская свита.
Сложена алевритами с прослоями аргиллитов и песчаников. Вскрытая толщина до 131 м.
Красноярско-Куединская структура представляет собой бранхиантиклинальную складку сложной конфигурации, имеющую северо-западное простирание и осложненная четырьмя поднятиями - Красноярским, Кипчакским, Куединским, Ареевским, которые прослеживаются по всем маркирующим горизонтам.
В тектоническом отношении Красноярско - Куединское месторождение относится к Куединскому валу - структуре II порядка - осложняющему северный склон Башкирского свода. По генетическому признаку выше перечисленные поднятия - структуры III порядка - относятся к тектоноседиментационному типу, поскольку формирование их начинается в среднем девоне как тектонических, и продолжается в среднем карбоне, вплоть до пермского времени, как структур облекания фаменских рифов.
По кровле тюйской пачки иренского горизонта Красноярское поднятие представляет собой складку неправильной вытянутой формы, изменяющую северо-северо-западное простирание в южной части на северо-восточное в северной. Наиболее четко выражена северная часть поднятия, осложненная куполом, имеющим в пределах замкнутой изогипсы минус 120 и размеры 3,05х2,5 км., амплитуду - 9,8 м. Углы падения крыльев составляет для юго-западного крыла 0°54, для северо-восточного - 0°23.
Южная часть Красноярского поднятия по кровле тюйской пачки выражена пологой седловиной, соединяющей Красноярское и Куединское поднятия.
Куединское поднятие имеет вид куполообразной складки сложной формы. Ее свод находится в районе скв.836, по сравнению с нижележащим верейским структурным планом свод смещен в северо-восточном направлении. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 120 и составляет 12,9х10,2 км., амплитуда равна 24,3 м. Углы наклона крыльев так же, как и на Красноярском поднятии, невелики: для юго-западного крыла - 0°44, для северо-восточного - 0°30.
Сливаясь по изогипсе -130 м. Красноярское и Куединское поднятия образуют антиклинальную складку общего северо-западного простирания. Ее размеры в пределах изогипсы -130м. На территории горного отвода Красноярско-Куединского месторождения составляют 18,75х6,4 - 12,3 км. Свод Кипчакского поднятия находится в районе структурной скважины 1833. Размеры поднятия в пределах изогипсы -140 м., невелики - 0,8х0,6 км., амплитуда 5м.
По кровле верейского горизонта Красноярское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку меняющую свое простирание с северо-северо-западного в южной половине на северо-восточное в северной. Свод складки осложнен двумя локальными поднятиями северным и южным. Размеры северного поднятия в пределах замкнутой изогипсы -750 м. равны 5,6х2,7 км., амплитуда 16,3 м. угол наклона северо-западного крыла - 1°41, а ниже стратоизогипсы -790 м. оно выполаживается до 0°15. Южное поднятие имеет неправильную форму в ялане, небольшие размеры от 2,5х04 до 1,9 км. в пределах замкнутой изогипсы -780 м., с некрутыми крыльями от 0°40 до 0°31, при амплитуде - 9 м.
Куединское поднятие в плане имеет изометричную, почти квадратную форму. Свод осложнен многочисленными куполами различных форм и размеров. Наивысшая абсолютная отметка находится в скв.768 - минус 750,6 м., амплитуда поднятия 29,4 м. Размеры, структуры ограниченной изогипсой минус 780 м., составляют 8,2х7,4 км. Углы наклона крыльев: западного - 0°52, восточного -0°39.
Кипчакское поднятие по кровле верейского горизонта выражено выступом, осложненным тремя мелкими малоамплитудными поднятиями овальной формы.
По изогипсе минус 790 м Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия сливаются в единую структуру северо-западного простирания, ее размеры равны 15,7х3,0-8,1 км. Более пологое северо-восточное крыло структуры осложнено небольшой складкой овальной формы.
По кровле терригенной пачки тульского горизонта Красноярское поднятие имеет то же простирание, что и по вышележащим горизонтам, но форма структуры выражена более четко, увеличивается наклон крыльев. Свод структуры осложнен тремя поднятиями: южным, центральным и северным. Размеры поднятий, ограниченные изогипсой минус 1150 м., равны 3,5х1,3, 2,0х2,1; 2,7х1,5 км. соответственно. Наивысшая отметка кровли вскрыта в скв.345 (-1130 м.).
Свод Куединского поднятия осложнен многочисленными куполами. Из них наиболее значительными являются поднятия в районах скв.770, 19, 723, их размеры (-1150 м.) соответственно равны 2,6х1,1; 2,5х2,25; 3,1х1,5 км. Наивысшая абсолютная отметка расположена в скв.1435 - минус 1121,1 м., амплитуда поднятия 48,9 м.
На западном крыле Красноярско - Куединской структуры расположено Кипчакское поднятие овальной формы северо-западного простирания. Размеры поднятия - 3,1х2 км., амплитуда - 35,3 м., углы падения: западного крыла - 1°35-3°18, восточного - 1°30-2°45.
По изогипсе минус 1180м. Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия объединяются в одну структуру северо-западного простирания. Ее размеры в пределах горного отвода Красноярско-Куединского месторождения состовляют: 18,75х4,25 - 9,25 км. Углы падения крыльев изменяются: западного - от 1°36 до 2°02, восточного - от 0°38 до 0°53.
По кровле Кыновского горизонта Куединское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку сложной конфигурации. Простирание складки изменяется с северо-западного в ее северной половине на юго-западное в южной. На юге (-1810 м.) поднятие сливается с Югомашевской структурой. Свод Куединского поднятия находится в районе скв.13 (-1796 м.). размеры поднятия в пределах стратоизогипсы минус1810 м. на территории горного отвода Красноярско-Куединского месторождения составляют 11,6х1,1 - 8,4 км., амплитуда - 13,2 м.
В районе Красноярского поднятия на структурном плане кыновского горизонта прослеживается седловинообразный прогиб, разделяющий Куединскую и Красноярскую девонские положительные структуры.
По характеру образования Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия относятся к седиментационно-тектоническим, существующее несоответствие кыновской и вышележащих структурных поверхностей объясняется изменением толщин, вызванным процессами рифообразования, происходившими в позднедевонское время.
Геологический разрез месторождения изучен от четвертичных отложений до вендского комплекса на глубину 2169,5 м. На основании проведенной корреляции в разрезе месторождения выделяется 10 продуктивных пластов: КВ1 , В3В4 , Бш1 , Бш2 , Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2 ,Т, Д.
Карбонатные отложения Бш представлены мощной толщей переслаивающихся известняков и доломитов. В пределах ее выделено 3 продуктивных пачки: Бш1, Бш2, Бш3. Верхние пласты Бш1, Бш2 нефтенасыщенны и имеют распространение по всей площади месторождения. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 7,3 до 7,8 м. Запасы нефти по вышеперечисленным пластам практически равновелики.
Первоначально в башкирских отложениях выделялась единая залежь нефти с ВНК- 855 м. Учитывая значительную толщину башкирского разреза, достигающую в отдельных скважинах 42 м., сложенного неоднородными карбонатными породами, требующими дифференцированного способа разработки, при пересчете запасов единый ранее башкирский пласт разделен на 3 проницаемых пласта сверху вниз: Бш1, Бш2 и Бш3. Наличие трех проницаемых зон в башкирских отложениях доказано на многих месторождениях нефти Пермского Прикамья.
Указанные пласты хорошо коррелируются от скважины к скважине в пределах месторождения. Разделяющие их пачки плотных пород имеют толщину от 0,5 до 4 м. В составе каждого из пластов выделяется от 1 до 14 проницаемых прослоев. Верхние пласты Бш1 и Бш2 - нефтенасыщенные, к ним приурочены основные запасы нефти башкирского яруса.
Нижний пласт Бш3 представлен водонасыщенными породами и только в 7 наиболее высоко расположенных скважинах (723, 768, 895, 900, 922, 1381, 1435) в кровле выделены нефтенасыщенные пропласты общей толщиной от 0,8 до 4,8 м. Вновь полученные данные подтверждают достоверность утвержденных ГКЗ отметок ВНК.
По имеющимся данным нет оснований предполагать, различные контакты для выделенных пластов. В пределах Пермской области внутри башкирских отложений нет региональных водоупоров. Данные по искривленным скважинам с .l > 80 м не противоречат принятому ВНК.
В скважинах, пробуренных в период с 1974 по 1986 год, получена, нефть с водой, что является следствием отбора нефти и нагнетания в пласт воды. К пласту Бш1 приурочена единая залежь нефти, охватывающая Красноярское, Кипчакское и Куединское поднятие Красноярско-Куединского месторождения. Нефтепроявления по керну отмечаются до абсолютной отметки минус 872,5 м. Залежь нефти в пределах принятого ВНК минус от 855 до 859 м. имеет размеры 21,5х5,2 -11,5 км., этаж нефтеносности от 47,3 до 51,3 м. Тип залежи - пластовая. Нефтенасыщенные толщины в нефтяной зоне изменяются от 0,8 до 13,6 м., составляя в среднем 6,2 м., в водонефтяной зоне от 0,4 до 9,4 м., среднее значение - 3,2 м.
Объем нефтяной зоной равен 63%, в водонефтяной - 37%. Отношение эффективной толщины к общей составляет по залежи от 0,32 до 0,36 при среднем значении 0,34. Коэффициент расчлененности изменяется от 6,2 до 7,1 ,составляя в среднем 7,1.
В пласте Бш2 выделяется несколько залежей нефти, ограниченных ВНК минус от 855 до 859 м. Керн, вынесенный из пласта Бш2, пропитан нефтью до абсолютной отметки минус 867,4 м. В пределах водонефтяного контакта минус от 855 до 859 м. размеры залежи составляют от 0,3 до 10,8х от 0,2 до 5,8 км., этаж нефтеносности 1,0х1,3 м.
Нефтенасыщеные толщины в нефтяной зоне изменяются от 2,8 до 11,4 м., средневзвешенное значение 6,0 м. Нефтенасыщенные толщины в пределах водонефтяных зон изменяются от 0,2 до 10,6 м., составляя в среднем от1,2 до 3,3 м. объем нефтяной зоны на куединском поднятии равен 33%.
Отношение эффективной толщины к общей от 0,29 до 0,36, в среднем 0,34, коэффициент расчлененности от 5,5 до 7,8, среднее значение 7,8.
При опробовании пласта Бш3 в процессе бурения скв.149 притока не получено. При совместном опробовании пластов Бш1 +Бш2+Бш3 в скв. 768 был получен приток нефти дебитом 10 т/сут. при нижней дыре перфорации на абсолютной отметке минус 828,5 м.
Приток нефти здесь, возможно, из пласта Бш2, т.к. пористость пропластков там в интервале перфорации составляет от 19,2 до 20,4%,а в пласте
Бш3 от 8,4 до 9,9%. В остальных скважинах Бш3 не опробовался, данные о нефтепроявлении керна в пласте отсутствуют.
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Нефть башкирских пластов описана по собственным глубинным пробам из четырех скважин (29,92,86,934). Получено 12 глубинных проб, из них 10 представительных. Нефть из этих скважин различного качества. В скв. 86 и 92, расположенных в приконтурной части залежи, нефть более тяжелая и менее газонасыщенная по сравнению с нефтью из скв. 29 и 934, где она лучшего качества. В целом они дают общую характеристику нефти Башкирской залежи Куединского поднятия.
Для пересчета запасов нефти и газа по пластам Бш1 + Бш2 в целом по месторождению рекомендуются следующие параметры: давление насыщения 7,14 МПа, газонасыщенность 27,7 м3/т, вязкость 12,88 МПа*с, объемный коэффициент 1,056, плотность дегазированной нефти 882 кг/м3.
Таблица 1 - Параметры пластовой нефти
На поднятии установлена определенная закономерность изменения свойств пластовых флюидов при снижении давления. Поверхностная нефть башкирских пластов тяжелая, ее плотность от 883 до 904 кг/м3, она высокосмолистая, высокосернистая, парафинистая.
Таблица 2 - Параметры и состав разгазированной нефти
Температура застывания парафина, 0С
Фракциональный состав.Выход в % объема
Нефть в разгазированном состоянии высоковязкая, высокосмолистая, высокосернистая, высокоасфальтенистая, парафинистая.
Газ, выделившийся при однократном разгазировании пластовой нефти
Газы, растворенные в нефти - низкометановые, среднеазотные, высокожирные, содержат сероводород от 0,1 до 0,8%.
Таблица 4 - Физико - химические свойства воды
Плотность в пластовых условиях, кг/м3
Химический состав пластовой воды представлен рассолом хлорокальциевого типа. С глубиной происходит увеличение плотности и уменьшение вязкости пластовых вод.
Исходя из совместимости условий бурения в отдельных интервалах разреза, с учетом назначения скважины, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений, была принята следующая конструкция скважины № 884:
Направление диаметром 426 мм спускают на глубину до 20 м с целью перекрытия неустойчивой верхней части разреза (четвертичных отложений). Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl2 до 3 % от веса цемента. Подъем цементного раствора осуществляется до устья.
Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину до 80 м с целью перекрытия интенсивных зон поглощения кунгурского яруса. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl2 до 3 %. Подъем цементного раствора до устья.
Техническую колонну диаметром 245 мм спускают на глубину до 330 м с целью перекрытия зон частичного поглощения кунгурского и артинского ярусов и установки превентора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавлением CaCl2 до 2 % от веса цемента. Подъем цементного раствора осуществляется до устья.
Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины и цементируют с подъемом тампонажного раствора выше башмака технической колонны на 100 метров
Интервал продуктивных пластов и выше на 200 м перекрывают тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl2 до 2 % от веса цемента. Остальной интервал цементируют облегченным тампонажным материалом с низкой фильтратоотдачей (0,2 % полиакриламида (ПАА) и 3 % NaCO3 от веса цемента, водоцементное отношение 0,8).
Опрессовку эксплуатационной колонны производят в добывающих скважинах на 15 МПа
d= 245м. Кондуктор - Н=80м
2.1 Геофизические исследования скважин
По план-заказу на скв.№884 необходимо провести работы:
- Геофизические исследования скважины (ГИС).
- Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК).
- Водоизоляционные работы (ВИР) Бш2.
- Одновременно раздельная эксплуатация (ОРЭ).
Перед переходом на выше и ниже лежащие пласты провидится комплекс (ГИС) геофизических исследований скважин
Геофизические исследования скважин -- комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в около скважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин.
Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики.
Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины радиус исследования от 1 до 2 м.
Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.
Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования.
В данном случае применяются ИННК (Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж)
Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж основан на многомерной регистрации нестационарных потоков тепловых нейтронов одновременно на двух зондах в скважинах любых категорий. За счет применения импульсных генераторов нейтронов измеряется пространственно-временное распределение тепловых нейтронов в скважинах, в результате чего достигается повышенная достоверность и однозначность решения традиционных задач нефтепромысловой и нефтеразведочной геофизики.
- определение характера насыщения пластов;
-определение коэффициента текущей нефтенасыщенности пластов;
Обоснование водоизоляционных работ (ВИР) на Бш2
Скв.№884 находится в эксплуатации с 1989г. С этого времени на скважине, в основном, были проведены 9 ТРС с целью смены ГНО и 3 КРС с целью проведения интенсификации с применением СКО. Последний КРС был в 1998г В настоящее время скважина работает с такими параметрами: дебит жидкости составляет 6.4м3/сут, дебит нефти 1,4 т/сут, обводненность составляет 75%. В связи с этим принято ращение провести ВИР на Бш2 и дострелять Бш1 с последующей обработкой КО раствором ДН-9010.
По плану заказу проводится перфорация Бш1 в трех интервалах: от 1142.5 до 1152м, от 1138 до 1141м, от 1135.5 до 1136м. зарядами ПК-105Н по 10 отв. на 1 п.м.
Перфорацию применяют для вызова притока пластового флюида из пласта коллектора необходимо обеспечить наличие устойчивой гидросвязи в системе скважина - пласт.
Именно для этой цели предназначены перфорационные кумулятивные системы. Основное назначение кумулятивных перфораторов - пробитие отверстий в обсадной колонне и цементном кольце. Процесс создания этих отверстий и называется перфорацией. Операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов (перфораторов) с целью создания в обсадной колонне отверстий. В данном случае применяем перфоратор ПК-105Н.
Перфораторы ПК-105Н изготавливаются из запатентованной высоколегированной стали и на способ их производства получен патент РФ № 2200827 на изобретение. Термическая обработка корпусов формирует высокий комплекс физико-механических свойств, предотвращает образование трещин при выстрелах и обеспечивает малое раздутие корпусов. Ствольные отверстия выполняются под заряды различного типа. Резьбовые соединения обрабатываются алмазной пастой и изготавливаются, как со стандартной метрической резьбой, так и с трапециидальной, ускоряющей процесс скручивания-раскручивания.
Технические характеристики ПК-105Н:
- наружный диаметр до применения - 105 мм (максимально-допустимый при эксплуатации - до 108 мм);
- длина одного корпуса с 10 ствольными отверстиями - 1060 мм;
- общая длина перфоратора с двумя корпусами (20 ствольных отверстий), наконечник и головка - 2347 мм ;
- ствольные отверстия диаметром 32 или 20 мм располагаются по правой спирали;
- сдвиг между осями соседних зарядов - 90°;
- расстояние между соседними зарядами - 85 мм;
- масса перфоратора с одним корпусом - 52 кг;
- масса перфоратора с двумя корпусами - 88 кг.
2.2 Техника и технология проведения СКО
Для очистки стенок скважины от цементной корки и продуктов коррозии при отрытом забое применяют кислотные ванны. При этом раствор подают на забой скважины и выдерживают его там, не продавливая в пласт. Через некоторое время отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость в затрубное пространство скважины. Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих веществ в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна является одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.
Простые или обычные кислотные обработки
Простые или обычные кислотные обработки - это наиболее распространенный вид кислотной обработки. Он предназначен для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. К этим обработкам так же относятся обработка скважин грязевой кислотой и пенокислотная обработка.
Термокислотная обработка - это комбинированный процесс. В первой фазе его осуществляется термохимическая обработка на забое скважины раствором горячей соляной кислоты. Во второй фазе термокислотной обработки производится обычная кислотная обработка.
В настоящее время получили хорошие результаты кислотной обработки под высоким давлением.
Сущность метода заключается в том, что давление нагнетания кислоты в пласт искусственно повышается до 150-300 Атм, путем предварительной закачки в высокопроницаемые пласты и пропластки высоководной нефти кислой эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов, что значительно повышает эффективность кислотных обработок.
Соляно-кислотная обработка скважины основана на способности самой кислоты растворять карбонатные породы, известняки, доломиты - помогающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. При этом протекают следующие химические реакции:
СаМq(CO3)2+4HCe=CaCe2+H2O+CO2+MqCe2
В результате реакции образуется хорошо растворимый в воде хлористый кальций (СаСl2) или хлористый магний (МqCl), углекислый газ и вода. Продукты реакции соляной кислоты (НСl) с карбонатом, т.е. СаСl и МqCl2 вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагированной кислоты. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины. Газ СО2 так же легко удаляется. Соляная кислота, растворяя известняки и доломиты, расширяет поровое пространство и трещины в породе. Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами, например, соляной нельзя, так как при этом в результате реакции образуются нерастворимые в воде соли, оседающие на забое скважины и закупоривающие поры.
Соляно-кислотная обработка предназначена в основном для ввода кислоты в пласт, по возможности на значительное расстояние от забоя, с целью расширения каналов и улучшения их сообщения, а так же для очистки порового пространства от илистых образований.
Самостоятельное значение имеет кислотная обработка стенок скважины в пределах продуктивного горизонта, т.е. кислотная ванна, которая становится с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корки и продуктов коррозии. При такой обработке растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы загрязняющие поверхность забоя скважины.
В результате действия НСl нарушаются целостности отложившихся загрязняющих материалов, происходит их распад с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность с последующей промывкой.
Таким образом кислотные обработки забоев и призабойных зон скважин производятся:
б) для очистки поверхности ствола скважины от глинистой и цементной корки, от засоряющих фильтрующую поверхность продуктов коррозии от осадков солей;
в) для обработки забоев и призабойных зон термокислотными методами с целью удаления отложений парафина, препятствующего как поступлению нефти, так и воздействию кислоты на породу продуктивного пласта;
г) для обработки забойной пробки с целью уменьшения ее плотности и облегчения ремонтных работ.
Материалы, применяемые для соляно-кислотной обработки скважины.
Соляная кислота. Химическими заводами вырабатываются несколько сортов технической соляной кислоты различающихся между собой концентрацией НСl и содержанием вредных примесей железа и серной кислоты. Лучшим сортом по эти м признакам является синтетическая соляная кислота, выработанная по ГОСТу 857-57 и имеющая следующие параметры:
Все другие сорта технической соляной кислоты имеют худшие характеристики и при их применении для обработки скважин требуется принимать меры по нейтрализации действия вредных примесей.
Растворы соляной кислоты с содержанием 12% НСl и выше, которые обычно применяют при обработке скважин, вызывают очень сильную коррозию металлического оборудования, чем выше концентрация соляной кислоты в растворе, тем в большей степени и быстрее происходит коррозийное разрушение металла. При этом, помимо принесения прямого ущерба оборудованию скважины, все растворимое в кислоте железо выпадает в осадков виде гидратных соединений окиси железа в поровом пространстве пласта. Добавление специальных реагентов к рабочим растворам соляной кислоты (НСl) достигается ослабление ее коррозийной активности в отношении металла, что обеспечивает увеличение срока службы оборудования и предупреждает выпадение в пласт осадка окиси железа. В качестве ингибитора коррозии применяется уником ПБ-5, недостатком кото
Геофизические исследования скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Волчьи следы. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат На Тему Безопасные Приемы На Высоте
Реферат: Babylonian Art Essay Research Paper Comparison of
Реферат Размер Полей
Реферат На Тему Корректирование Огня
Сочинение Егэ По Тексту Красавица Бунин
Дипломная работа по теме Профессиональное самоопределение умственно отсталых старшеклассников
Датчик Курсовой Устойчивости Авенсис
Сочинение На Тему Царевна Лебедь
Реферат: Оптимізм як чинник психологічного здоров’я особистості
Реферат На Тему Автомобили Оао Автоваз
Реферат: Шагреневая кожа 2
Образ Дубровского В Романе Пушкина Сочинение 6
Эссе На Тему Творческая Личность
Реферат по теме Типы социальных организаций
Курсовая Работа На Тему Внеурочная Деятельность В Начальной Школе
Контрольные Работы По Алгебре 7 Класс Мерзляк
Отчет О Прохождении Практики На Предприятии
Социально Психологическая Помощь Жертвам Террора Реферат
Курсовая работа по теме Сравнительные конструкции в произведении Оскара Уайльда 'Как важно быть серьёзным'
Особенности изучения фауны наземных позвоночных животных урбанизированных территорий - Биология и естествознание курсовая работа
Шри-Ланка и Маврикий - География и экономическая география реферат
Аудит податку на прибуток - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа