8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:
Главная » Разное » Зона перфорации скважины это

Зона перфорации скважины это


Зона - перфорация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Зона - перфорация

Cтраница 1

Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора после опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обвязывают ее с ТТА. Одна мерная емкость ТТА заполняется буферным разделителем, а другая - солевым раствором.  [1]

Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора после опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обвязывают ее с ЦА. Одна мерная емкость ЦА заполняется буферным разделителем, а вторая - солевым раствором.  [2]

Для зон перфорации центраторы и скребки рекомендуется располагать согласно схеме, приведенной на рис. 40, б, что снижает степень растрескивания цементного камня при перфорации, повышает надежность изоляции горизонтов и способствует предотвращению межпластовых перетоков жидкости или газа.  [4]

В зоне перфорации за наружное давление принимают пластовое.  [5]

В зоне перфорации за наружное давление принимают пластовое давление.  [6]

Над зоной перфорации на трубах устанавливают пакер и производят гидравлический разрыв пласта. Затем, приподнимая пакер, обратной промывкой вымывают излишний раствор, оставшийся в скважине. После затвердения цемента дополнительно перфорируют нефтяную часть пласта и скважину вводят в эксплуатацию.  [8]

При порционном заполнении зоны перфорации СР важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СР. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и в течение следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям.  [9]

НКТ и кояьматируют зону перфорации.  [10]

Насос спущен в зону перфорации скважины и прием его находится вблизи забоя, высота статического столба жидкости над приемом насоса ( определяемая по величине пластового давления или по замеру статического уровня жидкости в скважине) S 100 м; предположительно приток жидкости в скважине осуществляется по закону, близкому к квадратичному.  [11]

Проверка: имеется ли зона перфорации в рассматриваемой секции.  [12]

С глубины 655 м из зоны перфорации извлечены сегмент обсадной колонны и небольшое количество цементной крошки.  [13]

Проверка: не пропущена ли зона перфорации.  [14]

В нагнетательных скважинах для изоляции зоны перфорации от выше-и нижерасположенных пластов уплотнительные элементы пакеров следует устанавливать выше и ниже зоны перфорации против низкопроницаемых перемычек.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Зона - перфорация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Зона - перфорация

Cтраница 1

Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора после опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обвязывают ее с ТТА. Одна мерная емкость ТТА заполняется буферным разделителем, а другая - солевым раствором.  [1]

Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора после опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обвязывают ее с ЦА. Одна мерная емкость ЦА заполняется буферным разделителем, а вторая - солевым раствором.  [2]

Для зон перфорации центраторы и скребки рекомендуется располагать согласно схеме, приведенной на рис. 40, б, что снижает степень растрескивания цементного камня при перфорации, повышает надежность изоляции горизонтов и способствует предотвращению межпластовых перетоков жидкости или газа.  [4]

В зоне перфорации за наружное давление принимают пластовое.  [5]

В зоне перфорации за наружное давление принимают пластовое давление.  [6]

Над зоной перфорации на трубах устанавливают пакер и производят гидравлический разрыв пласта. Затем, приподнимая пакер, обратной промывкой вымывают излишний раствор, оставшийся в скважине. После затвердения цемента дополнительно перфорируют нефтяную часть пласта и скважину вводят в эксплуатацию.  [8]

При порционном заполнении зоны перфорации СР важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СР. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и в течение следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям.  [9]

НКТ и кояьматируют зону перфорации.  [10]

Насос спущен в зону перфорации скважины и прием его находится вблизи забоя, высота статического столба жидкости над приемом насоса ( определяемая по величине пластового давления или по замеру статического уровня жидкости в скважине) S 100 м; предположительно приток жидкости в скважине осуществляется по закону, близкому к квадратичному.  [11]

Проверка: имеется ли зона перфорации в рассматриваемой секции.  [12]

С глубины 655 м из зоны перфорации извлечены сегмент обсадной колонны и небольшое количество цементной крошки.  [13]

Проверка: не пропущена ли зона перфорации.  [14]

В нагнетательных скважинах для изоляции зоны перфорации от выше-и нижерасположенных пластов уплотнительные элементы пакеров следует устанавливать выше и ниже зоны перфорации против низкопроницаемых перемычек.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Перфорация

Прострелочно-взрывные работы проводятся в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. При проведении ПВР в АО «Башнефтегеофизика» особое внимание уделяется внедрению новейших технологий и безопасности проведения работ.


АО «Башнефтегеофизика» имеет всю необходимую разрешительную документацию и лицензии для проведения прострелочно-взрывных работ на территории Российской Федерации.

Виды прострелочно-взрывных работ:
  1. Вторичное вскрытие пласта кумулятивной перфорацией на каротажном кабеле.
  2. Вторичное вскрытие пласта кумулятивной перфорацией на НКТ, в том числе на депрессии с применением пакерных систем.
  3. Торпедирование.
  4. Термо-газохимическое воздействие на пласт с целью интенсификации притока.
  5. Разобщение участков скважины с помощью взрывных пакеров и цементных мостов.

Кумулятивная перфорация на каротажном кабеле

При производстве вторичного вскрытия продуктивных интервалов применяются перфораторы, спускаемые как на геофизическом кабеле, так и на насосно-компрессорных трубах. При этом реализуются оптимальные условия вскрытия пласта, перфорация при депрессии на продуктивную зону, включая перевод скважины на нефть, кислотную композицию, промывочную жидкость.

Перфорация проводится с применением современных перфораторных зарядов высокой пробивной способности. Использование при вторичном вскрытии пластов высокопробивных перфорационных систем позволяет значительно увеличивать дебиты скважин.

После перфорации проводится цикл специальных мероприятий, позволяющих очистить призабойную  зону с помощью свабирования, инжектирования с одновременным измерением гидродинамических характеристик. Тем самым повышается эффективность процесса очистки ПЗП и выбирается оптимальный режим промышленной эксплуатации скважины. 

Кумулятивная перфорация на НКТ с пакером

Общая схема перфорации

Применение современных перфорационных зарядов дает увеличение продуктивности скважины после перфорации в среднем на 40%. Представленная технология позволяет создавать значительные депрессии на пласт, вызывать существенный приток нефти и тем самым способствует быстрой очистке призабойной зоны. При этом не происходит незапланированного разрушения цементной оболочки, а прилегающие породы пробиваются в нужном месте.

Описание проведения работ
  1. Монтаж компоновки: перфоратор, пакер, циркуляционный клапан, промывочный патрубок.
  2. Спуск и привязка компоновки к интервалу перфорации.
  3. Установка пакера, его опрессовка.
  4. Понижение уровня перед перфорацией, создание депрессии при перфорации.
  5. Инициация перфоратора.
  6. Очистка ПЗП свабированием.
  7. Отбор не менее 1 объема скважины, вывод скважины на режим.
Глушение скважины в случае излива, фонтанирования скважины
  1. Давлением в затрубное пространство открывается циркуляционный клапан.
  2. Циркуляцией выравнивается давление в трубном и затрубном пространстве.
  3. Срывается пакер, подъем компоновки.

Сверлящая перфорация

Достоинства и преимущества 
  • формирует перфорационные каналы без ударного воздействия на элементы крепления скважин;
  • создает отверстия большего диаметра с чистой кромкой;
  • обладает высокой избирательной способностью при вскрытии тонкослоистых пластов;
  • обеспечивает эффективное вскрытие маломощных  пластов.

Торпедирование

Кумулятивные труборезы предназначены для перерезания насосно-компрессорных, обсадных, а также бурильных труб с высаженными наружу концами в скважинах с

гидростатическим давлением до 80 МПа и температурой до 150°С. Основным преимуществом данных торпед перед обычными торпедами является в десятки раз меньшая масса заряда, что уменьшает фугасность при перерезании.
Технологические преимущества:
  • многократность использования корпуса, что снижает стоимость каждого залпа и, следовательно, стоимость обработок ПЗП;
  • наименьшая аварийность за счет снижения взрывных нагрузок на эксплуатационную колонну и цементный камень вокруг нее;
  • наименьшая засоряемость скважин при ПВР, так как все осколки от зарядов и шлам из породы собираются в нижней пороховой камере;
  • наибольшее полезное использование энергии пороховых газов за счет управляемости процессом горения порохового заряда;
  • наиболее успешная стимуляция малодебитных скважин с вызовом притока за счет имплозивного эффекта. 

Термостойкие шашечные торпеды ТШТ предназначены для обрыва бурильных труб при ликвидации аварий (ТШТ 25/28 – ТШТ 84/90) и для торпедирования обсаженных скважин и скважин, продуктивный пласт которых не перекрыт трубами, для увеличения дебита и повышения их приемистости (ТШТ 35/40 – ТШТ 84/90). Применяются в скважинах, заполненных промывочной жидкостью при гидростатическом давлении 100 МПа и температуре до 160°С.

Спуск торпед осуществляется на одножильном бронированном кабеле.

Характеристики применяемых торпед и труборезов

Взрывпакеры

Взрывные пакеры предназначены для установки разобщающих мостов в закрепленных обсадной колонной интервалах скважин, создания опоры для установки цементных мостов и т.д.


www.bngf.ru

Зона - перфорация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Зона - перфорация

Cтраница 2

В нагнетательных скважинах для изоляции зоны перфорации от выше - и нижерасположенных пластов уплотнительные элементы пакеров следует устанавливать выше и ниже зоны перфорации против низкопроницаемых перемычек.  [16]

По второму варианту, к зоне перфорации на кабеле спускают только один анод, а в качестве катода используют на-сосно-компрессорные трубы и обсадную колонну скважины. При этом выделяющийся на катоде водород частично попадает в анодную зону.  [17]

Общие ОН обусловлены общей деформацией всей зоны перфорации, осредненной по толщине коллектора. Расчетный анализ общих ОН проводится посредством решения упругопластической задачи в плоской постановке, при этом рассматривается развертка коллектора.  [19]

При выборе типа СЖ для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия. Последнее условие в настоящее время чаще всего игнорируется. Как следствие, в ряде работ по перфорации рекомендуется использовать растворы на углекислотной основе, когда первичное вскрытие осуществлялось с применением водных растворов. Справедливость такой рекомендации вызывает сомнение, поэтому она требует экспериментальной проверки.  [20]

Технология вторичного вскрытия пластов предусматривает заполнение зоны перфорации водным солевым раствором, содержащим катионы кальция и флокулянт, разделение его с буровым раствором порцией инвертной эмульсии, очистку перфорационной среды от твердой фазы методом отстаивания на забое и проведение работ по перфорации колонны. На подготовительном этапе реализации технологии выбираются типы и объемы жидкостей для заполнения скважины.  [21]

При выборе типа СР для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, регламентирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. При этом следует учитывать и свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия. Последнее условие в наше время практически не учитывается. Так, иногда промыслово-геологические службы рекомендуют применять растворы на углеводородной основе, в то время как при первичном вскрытии используют буровые растворы на водной основе.  [22]

Слишком большая толщина цементного кольца в зоне перфорации может существенно снизить продуктивность.  [23]

С глубины 667 и 652 м из зоны перфорации извлечены металлические сегменты обсадной колонны цилиндрической формы, диаметром 24 - 26 мм.  [24]

Проверка: не начинается ли секция с зоны перфорации.  [25]

При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия.  [26]

В случае прорыва газа в колонну через зону перфорации ( или другие участки) интервал поступления может быть определен гамма-плотномером в возбужденной скважине при условии,

www.ngpedia.ru

Выбор типа перфорационной жидкости при перфорации. | Neftegaz Wiki

При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения

зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими

требования к фильтрату бурового раствора на стадии

первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и

свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного

вскрытия. Новая методика включает следующие операции:

1 ) определение начальной нефтепроницаемости керна k0 по

установившемуся перепаду давления Др0 при фильтрации нефти

с постоянным расходом;

2 ) моделирование стадии первичного вскрытия; обработка

керна фильтратом бурового раствора в количестве, соответствующем

не менее пяти объемов порового пространства;

3) моделирование стадии вторичного вскрытия; обработка

керна перфорационной жидкостью в количестве, соответствующем

не менее пяти объемов порового пространства;

4) моделирование начальной стадии освоения; вытеснение

перфорационной жидкости из керна в обратном направлении

фильтратом бурового раствора;

5) моделирование конечной стадии освоения; вытеснение

фильтрата бурового раствора нефтью до получения постоянного

перепада давления, по которому определяют конечную нефте-

проницаемость керна k1 и коэффициент в = k1/k 0.

В процессе вытеснения фильтрата регистрируют изменение

относительного перепада давления на керне (Дрт/Др0) в зависимости

от отношения объема профильтрованных жидкостей к

объему порового пространства (Уж/У п). Функция Дрт/Др0 =

= AV^/VJ позволяет качественно оценить значение депрессий,

необходимое для вызова притока пластового флюида, т.е. степень

сложности освоения скважины.

По этой методике исследовано влияние на коллектор основных

типов перфорационных жидкостей на водной и углеводородной

основе. Опыты проводились с использованием естественных

кернов, представленных песчаниками каменноугольных

отложений, входящих в разрез Днепровско-Донецкой впадины,

длиной 5 см и проницаемостью 0 ,1 -0 ,3 мкм2. Образцы

пород экстрагировались с последующим насыщением модели

нефтью (80 %) и пластовой водой (20 %).

Результаты экспериментов показали, что эффективность

применения специальных жидкостей в значительной степени

зависит от условий первичного вскрытия пластов (табл. 9.8).

Если при разбуривании пластов использовался раствор на водной

основе, то применение при перфорации раствора CaCl2 обеспечивает

коэффициент в = 0,58, в то время как инвертно-

эмульсионный раствор (ИЭР) позволяет получить в = 0,34.

Эксперименты показали, что при прочих равных условиях

минимальное загрязнение коллектора достигается в случае использования

при первичном вскрытии и перфорации растворов с

аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффективности

применения различных специальных жидкостей на водной

основе при перфорации показывает, что полимерные растворы

уступают чистым солевым растворам как по степени

сложности вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента

р.

Следовательно, к наиболее перспективным перфорационным

жидкостям в условиях первичного вскрытия пластов с использованием

водных растворов следует отнести различные по

плотности растворы солей Na+, K+ и Са2+. Для приготовления

солевого раствора плотностью до 1,40 г/см3 целесообразно использовать

хлорид кальция, а для получения более тяжелой -

бромид кальция.

При реализации высокоэкономичного варианта технологии

вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной

жидкости в зону перфорации одним из главных вопросов является

выбор буферного разделителя. В этих условиях буфер

должен предотвратить смешение перфорационной среды и бурового

раствора как в процессе закачки в скважину, так и в течение

последующих нескольких суток при многократных спусках

перфораторов, геофизических приборов и др. Задача эта

чрезвычайно сложна, так как связана с необходимостью выполнения

взаимоисключающих требований. С одной стороны, для

надежного разобщения систем необходимо создать прочную

структуру в буферном разделителе; с другой - показатели

структурных свойств буферного раствора должны быть такими,

чтобы обеспечивалось свободное прохождение перфоратора.

При использовании водных растворов в качестве буферных

разделителей возможно разделение перфорационной жидкости

и бурового раствора в процессе последовательного их течения в

колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязнение

жидкости полимерами, которые отрицательно влияют на

фильтрационные свойства коллектора. Предотвратить этот процесс,

а также надежно изолировать жидкость можно при использовании

в качестве буферного разделителя инвертной

эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна

по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного

растворения жидкостей не происходит, что предотвращает загрязнение

специальных жидкостей (СЖ) компонентами буферного

разделителя.

Следовательно, можно рекомендовать для изоляции порции

солевого раствора при вторичном вскрытии пластов использовать

в качестве буферной жидкости инвертные эмульсии с повышенным

содержанием водного компонента до 60-70 %. Необходимая

термостабильность таких систем достигается за счет

выбора соответствующего типа эмульгатора. При забойных

температурах до 90 "С в качестве последнего может применяться

широко используемый в нефтяной промышленности эмуль-

тал. Плотность инвертных эмульсий можно регулировать путем

использования в качестве водного компонента солевых растворов

необходимой концентрации. Повышение плотности эмульсии

более 1,20 г/см3 достигается за счет применения твердых

утяжелителей, например мела или барита.

neftegaz.fandom.com

ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» Прострелочно–взрывные работы (ПВР)

Одним из основных направлений деятельности ОАО «ННГФ» является проведение прострелочно-взрывных работ (ПВР) в нефтяных и газовых скважинах. Работы проводятся в вертикальных, наклонно-направленых и горизонтальных скважинах. Важное значение предприятие уделяет внедрению новейших технологий и безопасности проведения работ.

Применяется только сертифицированная продукция ведущих производителей перфосистем, таких как ЗАО «ПерфоТех», НПК «Промперфоратор», ФГУП «Металлист», ЗАО «Башвзрывтехнология», ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика, «DYNA Energetics» и др.

Виды прострелочно-взрывных работ:

  • Вторичное вскрытие пласта кумулятивной перфорацией на каротажном кабеле.
  • Вторичное вскрытие пласта кумулятивной перфорацией на трубах, в том числе на депрессии с применением пакерных систем.
  • Торпедирование.
  • Термо-газохимическое воздействие на пласт с целью интенсификации притока.
  • Разобщение участков скважины с помощью взрывных пакеров и цементных мостов.

Кумулятивные заряды и ПВА, одноразового использования.

Преимущества:

Имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление.

Применение:

  • Перфорация на кабеле и на трубах НКТ.
  • Вскрытие интервалов в наклонных и горизонтальных скважинах.
  • Перфорация типа «Big Holle» под дизайн ГРП.
  • Перфорация колонн от 4 до 9 дюймов.
  • Перфорация на депрессии с пакерными системами.

Особенности применения:

  • Высокая производительность и качество работ, за счет возможности соединения нескольких секций при перфорации интервалов большой длинны.
  • Применение зарядов, обладающих наибольшей пробивной способностью.
  • Большой набор типоразмеров перфораторов: 48, 73, 89, 102, 114мм.
  • Возможность контроля полноты срабатывания зарядов.

Кумулятивные заряды и средства инициирования, применяемые в данных перфораторах, заключены в общий баростойкий корпус, что предотвращает засорение скважины и возникновение препятствий на пути потока флюида.

Вид мишение после отстрела заряда ЗПКТ-73 БО. Диаметр отверстия 17,8 ммя

Кумулятивные заряды и ПВА, одноразового использования.

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

Кумулятивные заряды и ПВА многоразового использования.

Преимущества:

  • Высокая эффективность заряда за счет тонкого слоя металла в пробках.
  • Минимальная деформация корпуса (ресурс не менее 25 залпов).
  • При использовании данного типа перфоратора после отстрела не образуется заусенец не выступающий за внешнюю сторону перфоратора.

Особенности применения:

  • Минимальное воздействие на обсадную колонну.
  • Надежная работоспособностьв условиях высоких температур и давлений.

Кумулятивный заряд.

  1. Электороввод
  2. Головка
  3. Корпус
  4. Заряд
  5. Детонирующий шнур
  6. Электропровод
  7. Взрывпатрон
  8. Наконечник
  • Перфоратор состоит из толстостенного корпуса в который помещаются заряды.
  • Заряды взрываются через окна перфоратора, закрытые пробками.
  • Максимальная плотность перфорации 14 отв/м.
  • Фазировка зарядов 60, 90.

Кумулятивные заряды и ПВА многоразового использования. Таблица 4

Модульные перфораторы.

К данному типу перфораторов относится перфораторы модульные –ПМИ, ПМ73СК (спускаемый на кабеле), ПМИ73СТ (спускаемый на трубах) технические характеристики которых приведены в таблице.

Действие модульных перфораторов - залповое.

Перфораторы однократного применения, с извлекаемыми из скважины после отстрела отработанными модулями. Модули перфоратора поступают от завода-изготовителя в снаряженном состоянии, без СИ.

Кумулятивные заряды заключены в герметичный корпус модуля.

Преимущества модульных перфораторов:

  • Полная заводская готовность модулей к применению, обеспечивающая высокое проведение ПВР.
  • Надежное обеспечение герметичности при спуске в горизонтальные скважины.
  • Максимальная длина сборки перфораторов спускаемых на каротажном кабеле 300 метров.

Схематический вид перфоратора ПМ73СК.

  1. Головка
  2. УДП
  3. Место соединения модулей
  4. Заряд ЗПМ73С
  5. Наконечник

Модульные перфораторы. Таблица 5

Безкорпусные перфораторы.

В этих типах перфораторов заряды крепятся на металлических лентах - каркасах.

Перфораторы типа ПРК, ПР предназначены для проведения ПВР в скважинах через НКТ и при депрессии на пласт.

К достоинствами этих перфораторов относятся их небольшие размеры и гибкость, позволяющие производить спуск в скважины малого диаметра и через суженные участки обсадных колон и НКТ, их высокую производительность, обусловленная небольшим весом конструкции и возможностью сборки перфораторов большой длины.

Особенности применения:

  • Проведение перфорации многопластовых зон.
  • Спуск перфоратора через НКТ.
  • Проведение перфорации в скважинах с резким искривлением ствола и винтообразным изгибом.

ЗПРК-42С

ЗПКС-80Н-ГП

Без корпусные перфораторы. Таблица 6

ПВА для ликвидации аварий. Торпедирование.

Назначение - перерезание насосно-компрессорных, обсадных, а также бурильных труб с наружу высаженными концами в скважинах с гидростатическим давлением до 80 МПа и температурой до 150° С.

Наиболее эффективное средство для перерезания насосно-компрессорных труб в обсадной колонне. Масса заряда в десятки раз меньше традиционно используемых для обрыва труб фугасных торпед, что гарантирует минимальное побочное воздействие.

ПВА для ликвидации аварий. Таблица 7

Привязка и контроль качества перфорации.

Привязка перфорационных систем к интервалам прострела производится на каротажной станции интерактивно, с использованием цифрового превязочного материала, по методам ГК+МЛМ, с регистрацией температуры и давления.

Контроль качества перфорации производится комплексными скважиными приборами ТАГИС, АККИС, КСА-Т7, КСА-Т4, МАК-90 с регистрацией кривых МЛМ, ГК, температуры и давления после проведения прострелочно-взрывных работ в скважине.

Интерактивный экран каротажной перфорационной станции для привязки интервалов проведения ПВР:

ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» имеет всю необходимую документацию, дающую право приобретения всех видов взрывчатых материалов, применяемых при прострелочно-взрывных работах в скважинах, а так же имеет места хранения ВМ и их охрану.

Автомобильный транспорт предприятия, занятый на доставке ВМ к местам проведения работ, имеет все необходимые документы на перевозку взрывчатых материалов.

Прострелочно-взрывные работы в скважинах проводятся согласно требованию Единых правил безопасности при взрывных работах (ПБ 13-407-01), Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03) и других нормативных документов по промышленной безопасности в области применения взрывчатых материалов.

nngf.rosgeo.com

способ обработки зоны перфорации пласта скважины - патент РФ 2334868

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для увеличения и восстановления дебита скважин, понизившегося в результате кольматации призабойной зоны скважины, а также долгопростаивавших скважин и скважин после бурения. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности очистки перфорированной зоны скважины от шламов и продления срока эксплуатации скважины. Сущность изобретения: по способу скважину глушат и в зону перфорации опускают устройство, заправленное под избыточным давлением рабочей смесью. Обрабатывают рабочей смесью зону перфорации по ее наиболее насыщенным участкам с остановкой устройства напротив каждого из участков. Согласно изобретению в качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия с содержанием азота 80%, а гелия - 20%. При этом обработку каждого участка осуществляют воздействием на него смеси под давлением 40-80 МПа в течение 0,1-0,2 сек. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для увеличения и восстановления дебита скважин, понизившегося в результате кольматации призабойной зоны скважины, а также долгопростаивавших скважин и скважин после бурения.

Известен способ воздействия на призабойную зону пласта эксплуатационной скважины, согласно которому заполняют скважину рабочим агентом, после чего на колонне насосно-компрессорных труб в скважину опускают гидроизлучатель и располагают его в зоне перфорации. Насосно-компрессорные трубы подвешены на вертлюге, обеспечивающем вращение колонны насосно-компрессорных труб, а следовательно, и смонтированного на них гидроизлучателя.

В процессе работы гидроизлучателя в нем генерируют упругие колебания высокочастотного диапазона, которые через заполнившую скважину среду воздействуют на зону перфорации. Обработку зоны перфорации осуществляют в два этапа, на первом из которых на зону перфорации воздействуют давлением 4 МПа, а на втором - 6 МПа. В процессе генерирования колебаний гидроизлучатель перемещают в вертикальном направлении вдоль всей зоны перфорации и осуществляют его вращение относительно вертикальной оси. Это позволяет осуществлять перфорацию призабойной зоны по всей ее высоте и по диаметру (см. патент РФ №2268358, кл. Е21В 43/25, 2004 г.).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что он, как и заявленный, основан на опускании в скважину устройства, излучающего колебания, которые воздействуют на зону перфорации, очищая ее от включений. Однако упругие воздействия водной среды на включения не являются эффективными при очистке зоны перфорации. Акустические колебания, направленные в зону перфорации через жидкую среду, зачастую производят обратный эффект, так как загрязняющие компоненты загоняются внутрь нефтеносного канала.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, согласно которому в скважину, заполненную флюидом, в обрабатываемый интервал на каротажном кабеле опускают термогазогенератор с тепловыделяющим веществом. Для обработки зоны перфорации инициируют термогазогенератор, для чего с наземного пункта управления по жиле каротажного кабеля подается управляющий импульс на разгерметизацию сосуда с водой, которая взаимодействует (реагирует) с помещенным в корпусе карбидом кальция, в результате протекания реакции в корпусе устройства образуются тепло и водород. При достижении в корпусе расчетного давления срабатывает клапан и нагретая газоводяная смесь через прорези корпуса направляется в скважинную среду. После выпуска газоводяной смеси в призабойную зону скважины осуществляют технологическую паузу для более полного использования генерированного тепла, после чего осуществляют депрессионное воздействие на разогретую зону, очищая призабойную зону скважины. Депрессионное воздействие осуществляется за счет разгерметизации депрессионной камеры термогазогенератора, в результате чего расплавленные асфальтосмолистые и парафинистые отложения вместе со скважинным флюидом устремляются в депрессионную камеру, очищая призабойную зону скважины (см. патент РФ №2219333, кл. Е21В 43/25, 2001 г.).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что он, как и заявленный, основан на опускании в скважину на каротажном кабеле устройства, управление работой которого осуществляется с наземного пункта управления. Устройство в процессе его работы вырабатываемой в нем средой воздействует на зону перфорации, очищая ее. Однако область применения данного устройства весьма ограничена, так как предполагает удаление из каналов нефтеносного пласта только смолистых и парафиновых шламов. Учитывая, что в каналах пласта, по которым прокачивается нефть, обычно имеют место включения с более высокой температурой плавления, то возможно их оплавление и закупорка зоны перфорации.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта скважин, согласно которому в скважину опускают генератор импульсов давления, которыми осуществляют обработку интервала зоны перфорации последовательно по локальным участкам путем перемещения и остановки генератора напротив них, причем на каждом локальном участке первоначально производят воздействие импульсов с энергией 250-400 кДж и длительностью колебаний ударной волны до их полного затухания, а затем генерируют импульс с энергией 6-8 кДж и частотой 10-15 Гц, при этом обработку производят при герметично закрытом устье скважины, а начинают ее с воздействия импульсами на участок зоны перфорации с максимальными значениями нефтенасыщенности и интенсивности притока, перемещение генератора вдоль зоны перфорации осуществляют снизу вверх, а после окончания импульсной обработки зоны перфорации перед подъемом генератора из скважины на поверхность в интервале зоны перфорации создают глубокую депрессию (см. патент РФ №2105874, кл. Е21В 43/25, 1998 г. - наиболее близкий аналог).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что он, как и отмеченные выше, традиционно основан на опускании в скважину генератора импульсов давления, которыми и осуществляют обработку зоны перфорации, перемещая вдоль нее генератор, а после обработки зоны перфорации осуществляют ее глубокую депрессию, что также характерно для решения поставленных задач (повышение производительности скважины).

Таким образом, в известном способе раскрыта традиционная технология обработки зоны перфорации скважины, а новым является лишь сочетание режимов импульсов давления: первоначальная обработка импульсами с энергией 250-400 кДж, последующая обработка импульсами с энергией 6-8 кДж и частотой 10-15 Гц.

Известный способ предполагает использование довольно сложного конструктивно генератора импульсов, так как за один спуск генератора необходимо обработать все участки зоны перфорации, причем каждый участок зоны перфорации обрабатывают в два этапа (импульсами с высокой энергией и импульсами с низкой энергией, а затем создать глубокую депрессию зоны перфорации). Сложность конструкции генератора снижает надежность его работы. Кроме того, данному способу, как и иным способам, основанным на воздействии импульсов давления на зону перфорации, присуща низкая эффективность, связанная с тем, что воздействие импульсами давления ограничено по глубине воздействия на канал (трещину) пласта (например, нефтеносного), оно не позволяет полностью удалить вязкие компоненты шлама (асфальто- смоло- парафинные), а твердые составляющие шламов (механические включения) под воздействием импульсов давления, генерируемых излучателем, перемещаются внутрь канала пласта и далеко не всегда удаляются из канала при создании в зоне перфорации глубокой депрессии.

Таким образом, известный способ характеризуется сложностью его осуществления и недостаточной эффективностью обработки (очистки) призабойной зоны пласта скважины.

Задачей настоящего изобретения является разработка способа обработки зоны перфорации пласта скважины, сравнительно простого и недорогого в осуществлении, позволяющего безопасно и эффективно очищать каналы перфорированной зоны от шламов и повысить эффективность функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации между регламентными работами по обработке (очистке) ее зоны перфорации.

Поставленная задача обеспечивается тем, что в способе обработки зоны перфорации пласта скважины, согласно которому скважину глушат и в зону перфорации опускают устройство, заправленное под избыточным давлением рабочей смесью, а обработку зоны перфорации осуществляют по ее наиболее насыщенным участкам путем остановки устройства напротив каждого из них, новым является то, что в качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия, а обработку каждого участка осуществляют воздействием на него смеси под давлением 40-80 МПа в течение 0,1-0,2 сек, причем содержание азота в рабочей смеси составляет 80%, а гелия - 20%, а для глушения скважины используют жидкость ГФ-1К.

При проведении патентных исследований из уровня техники не выявлены решения, идентичные заявленному, а следовательно, заявленное изобретение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Сущность заявленного решения не следует явным образом из решений, известных из уровня техники, а следовательно, заявленное изобретение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Сведений, изложенных в материалах заявки, достаточно для практического осуществления изобретения.

Способ обработки зоны перфорации пласта скважины осуществляют следующим образом.

Подготовительные работы, связанные с реализацией способа, проводят в последовательности, традиционной для данного вида работ.

В подготовительные работы входят глушение скважины, геофизические исследования, которые позволяют точно определить зоны перфорации в скважине, размеры зоны перфорации, наиболее насыщенные ее участки, а также определить геологию пластов и нефтенасыщенность коллектора в зоне перфорации.

После проведения подготовительных работ устройство с рабочей смесью через переходник подвешивают на каротажном кабеле и опускают в скважину на глубину нахождения зоны перфорации. Исполнение устройства является известным, оно не составляет предмета патентной охраны и поэтому в материалах заявки не раскрыто. В качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия. Как показали исследования, процентное соотношение азота и гелия может быть различным, но наиболее предпочтительным является соотношение: азот - 80%, гелий - 20%. Давление рабочей смеси в полости устройства составляет от 40 до 80 МПа. Азот и гелий являются нейтральными экологически чистыми газами и не влияют на безопасность работ, проводимых в скважине, а кроме того, они легко внедряются в стенки продуктивных каналов и обеспечивают беспрепятственное прохождение продукта. Конкретное значение давления рабочей смеси определяется в зависимости от температурно-барических и от коллекторских свойств в зоне перфорации. Как показали исследования, давления рабочей смеси менее 40 МПа недостаточно для нарушения связей между отложениями и стенками продуктового пласта, а давление, большее 80 МПа, может вызвать повреждение зоны перфорации. В корпусе устройства предусмотрены выпускные отверстия, перекрытые клапаном. Перед спуском устройства в скважину осуществляют его заправку рабочей смесью через заправочный клапан на расчетное давление, необходимое и достаточное для проведения работ в зоне перфорации. Управление работой устройства равно, как и его перемещением в скважине, осуществляется с наземного пункта управления.

Весьма существенным является также и то, что используемое для осуществления способа устройство имеет сравнительно небольшую длину, так как в нем отсутствует депрессионная камера с системой перепускных клапанов и прочие элементы, характерные для традиционных генераторов колебаний. Это позволяет осуществлять обработку зоны перфорации и пласта скважины, находящихся на значительной глубине, так как реальная скважина не является строго прямолинейной, а имеет по своей длине изгибы различного радиуса кривизны и лежащие в разных плоскостях, что может являться препятствием для доставки устройства значительной длины к зоне перфорации.

Обработку зоны перфорации ведут по наиболее насыщенным участкам путем остановки устройства напротив каждого из них и воздействия рабочей смеси на продуктивные каналы пласта. Воздействия рабочей смеси на продуктивные каналы весьма кратковременны и, как правило, составляют 0,1-0,2 сек. Интервал времени воздействия определен экспериментально исходя из оптимального расхода рабочей смеси и обеспечения образования пленки на поверхностях продуктовых каналов. Реализация перемещения устройства в скважине осуществляется известным образом с помощью известных средств и нет необходимости в их подробном описании.

В результате воздействия рабочей смеси на продуктивные каналы пласта осуществляется их расширение, в результате чего продукты загрязнений удаляются из каналов. Кроме того, компоненты рабочей смеси (азот и гелий) внедряются в стенки каналов и препятствуют отложению в них как твердых отложений, так и смоловых компонентов за счет образования на стенках пленки, которая позволяет беспрепятственно перемещаться по каналам продукту (например, нефти), что значительно увеличивает срок эксплуатации скважины до следующей обработки.

После обработки одного участка устройство перемещают к следующему участку и осуществляют его обработку. Аналогично описанному выше обрабатывают все участки зоны перфорации.

В качестве жидкой среды (жидкости глушения), которой заполняют скважину при обработке зоны перфорации, используют жидкость ГФ-1К плотностью 1,18 г/м 3 в соответствии с ТУ 6-52-22-90, ГОСТ 13950. Состав данной жидкости за счет эффекта смачивания позволяет обеспечить беспрепятственное перемещение продукта (нефте- или газосодержащего).

По окончании обработки зоны перфорации извлекают устройство из скважины. Скважина готова для дальнейшей эксплуатации. Для продолжения ее эксплуатации на колонне насосно-компрессорных труб в скважину опускают насос и осуществляют откачку продукта.

Заявленный способ обработки зоны перфорации пласта скважины будет более понятен из приведенного ниже примера.

Геофизическими исследованиями установлено, что зона перфорации находится на глубине 1905 метров. Высота зоны перфорации составляет 2 м, а наиболее насыщенных участков 3 м. Степень зашламления каналов весьма велика. В каналах присутствуют как твердые, так и смолистые отложения.

Емкость устройства заполняют рабочей смесью, содержащей 80% азота и 20% гелия. Давление в устройстве доводят до 80 МПа.

Сцепляют устройство с каротажным кабелем, опускают его в зону обработки и останавливают напротив верхнего участка.

Командой с наземного пункта управления на 0,1 сек открывают клапан и рабочая смесь под давлением 80 МПа поступает в каналы пласта, удаляя из них смолы и твердые шламы и внедряясь в приповерхностный слой каналов. За 0,1 секунду при давлении 80 МПа из рабочей камеры устройства в зону перфорации выбрасывается примерно 40 литров рабочей смеси, чего, как показали исследования, вполне достаточно для очистки локального участка зоны перфорации и внедрения в стенки продуктивных каналов.

По команде с наземного пункта управления клапан закрывается, отсекая подачу рабочей смеси, после чего устройство перемещают к следующему участку зоны перфорации и проводят его обработку аналогично описанному выше и так до обработки всех зон.

После обработки зоны перфорации извлекают устройство из скважины.

В результате обработки по данному способу производительность скважины увеличилась в три раза.

Длительность ее эксплуатации между очисткой зоны увеличилась на 12 месяцев.

Практически аналогичные результаты были получены и при обработке зоны перфорации, степень зашламления которой незначительна, в основном, твердыми отложениями. В данном случае давление рабочей смеси на выходе из устройства составляло 40 МПа, а длительность воздействия - 0,2 сек.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки зоны перфорации пласта скважины, согласно которому скважину глушат и в зону перфорации опускают устройство, заправленное под избыточным давлением рабочей смесью, обрабатывают рабочей смесью зону перфорации по ее наиболее насыщенным участкам с остановкой устройства напротив каждого из участков, отличающийся тем, что в качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия с содержанием азота 80%, а гелия 20%, при этом обработку каждого участка осуществляют воздействием на него смеси под давлением 40-80 МПа в течение 0,1-0,2 с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для глушения скважины используют жидкость ГФ-1К.

www.freepatent.ru

перфорированная зона (скважины) - это... Что такое перфорированная зона (скважины)?

Все языкиАнглийскийРусскийКитайскийНемецкийФранцузскийИспанскийШведскийИтальянскийЛатинскийФинскийКазахскийГреческийУзбекскийВаллийскийАрабскийБелорусскийСуахилиИвритНорвежскийПортугальскийВенгерскийТурецкийИндонезийскийПольскийКомиЭстонскийЛатышскийНидерландскийДатскийАлбанскийХорватскийНауатльАрмянскийУкраинскийЯпонскийСанскритТайскийИрландскийТатарскийСловацкийСловенскийТувинскийУрдуФарерскийИдишМакедонскийКаталанскийБашкирскийЧешскийКорейскийГрузинскийРумынский, МолдавскийЯкутскийКиргизскийТибетскийИсландскийБолгарскийСербскийВьетнамскийАзербайджанскийБаскскийХиндиМаориКечуаАканАймараГаитянскийМонгольскийПалиМайяЛитовскийШорскийКрымскотатарскийЭсперантоИнгушскийСеверносаамскийВерхнелужицкийЧеченскийШумерскийГэльскийОсетинскийЧеркесскийАдыгейскийПерсидскийАйнский языкКхмерскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)МикенскийКвеньяЮпийскийАфрикаансПапьяментоПенджабскийТагальскийМокшанскийКриВарайскийКурдскийЭльзасскийАбхазскийАрагонскийАрумынскийАстурийскийЭрзянскийКомиМарийскийЧувашскийСефардскийУдмурдскийВепсскийАлтайскийДолганскийКарачаевскийКумыкскийНогайскийОсманскийТофаларскийТуркменскийУйгурскийУрумскийМаньчжурскийБурятскийОрокскийЭвенкийскийГуараниТаджикскийИнупиакМалайскийТвиЛингалаБагобоЙорубаСилезскийЛюксембургскийЧерокиШайенскогоКлингонский

 

Все языкиРусскийАнглийскийДатскийТатарскийНемецкийЛатинскийКазахскийУкраинскийВенгерскийТурецкийТаджикскийПерсидскийИспанскийИвритНорвежскийКитайскийФранцузскийИтальянскийПортугальскийАрабскийПольскийСуахилиНидерландскийХорватскийКаталанскийГалисийскийГрузинскийБелорусскийАлбанскийКурдскийГреческийСловенскийИндонезийскийБолгарскийВьетнамскийМаориТагальскийУрдуИсландскийХиндиИрландскийФарерскийЛатышскийЛитовскийФинскийМонгольскийШведскийТайскийПалиЯпонскийМакедонскийКорейскийЭстонскийРумынский, МолдавскийЧеченскийКарачаевскийСловацкийЧешскийСербскийАрмянскийАзербайджанскийУзбекскийКечуаГаитянскийМайяАймараШорскийЭсперантоКрымскотатарскийОсетинскийАдыгейскийЯкутскийАйнский языкКхмерскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)ТамильскийКвеньяАварскийАфрикаансПапьяментоМокшанскийЙорубаЭльзасскийИдишАбхазскийЭрзянскийИнгушскийИжорскийМарийскийЧувашскийУдмурдскийВодскийВепсскийАлтайскийКумыкскийТуркменскийУйгурскийУрумскийЭвенкийскийЛожбанБашкирскийМалайскийМальтийскийЛингалаПенджабскийЧерокиЧаморроКлингонскийБаскскийПушту

technical_translator_dictionary.academic.ru

Смотрите также