Отбор керна и шлама

РефератПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Наиболее оптимальными типами перфораторов для глубоких скважин являются ПКО-89, ПКО-73, ПКОТ-89, ПКОТ-89, ПКОТ-73 с пределами термостойкости 180−200єС. при более низких температурах можно успешно применять перфораторы ПКО-150Т, обладающие теми же характеристиками, но повышенной пробивной способностью. Рекомендуемая плотность перфорации в зависимости от типа перфоратора и характеристики… Читать ещё >

Отбор керна и шлама (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Решение стоящих перед поисковыми работами задач может быть достигнуто при полном выполнении в проектируемых горизонтах отбора керна и соблюдении рекомендаций по выбору длин интервалов отбора керна. При распределении интервалов отбора керна по разрезу скважины учтены: требования инструкции, прогнозируемые глубины залегания продуктивных горизонтов и методические рекомендации по ограничению длин интервалов отбора керна. Принята во внимание также достоверность стратификации юрско-триасовых отражающих горизонтов по разрезу пробуренных скважин на площадях-аналогах Сев. Аккар, Долинное, Алатобе.

Проведенный анализ показал, что для получения керновой характеристики из прогнозируемого продуктивного горизонта необходимо увеличить длину охвата с отбором керна выше кровли горизонта и ниже его подошвы примерно на величину ошибки в стратификации отражающего горизонта.

Для первой скважины в триасовой толще рекомендуем ограничить максимальный интервал одного долбления длиной колонковой трубы равной 7 м.

Анализ линейного выноса керна из триасовых отложений показал, что дальнейшее наращивание длин интервалов отбора керна ведет к уменьшению линейного выноса керна, что затрудняет уверенную привязку к ГИС и, соответственно, ведет к потере достоверной геологической информативности скважин.

При выявлении продуктивных интервалов в первой скважине в последующихвыбор длин интервалов отбора керна необходимо осуществлять в соответствии с методическими рекомендациями. В соответствии с требованиями инструкции минимально допустимый вынос керна должен составить 40% от общего метража проходки с отбором керна. Основной отбор керна проектируется в интервалах залегания прогнозируемых продуктивных горизонтов:

— базальном пласте верхнего триаса:
— сплошной отбор керна производить в вулканогенно-карбонатных отложениях среднего триаса, являющихся основной нефтегазосодержащей толщей.

Проектные интервалы отбора керна приведены в таблице 2.6.

В интервалах между отборами керна оператору-коллектору необходимо вести описание шлама, которое проверяется геологом.

По шламу определяется литологический состав выносимой породы. Отбор шлама проводится через 5 метров. Шлам промывается, просушивается, укладывается в бумажные пакеты и снабжается этикетками. Образцы шлама подлежат хранение наравне с керновым материалом.

При взятии образцов шлама следует отмечать глубину, соответствующую положению забоя скважины. Шлам описывается в том же порядке и той же степень деятельности, что и керн. Описание шлама заносится в геологический журнал.

Таблица 2.6.

Проектные интервалы отбора керна.

Возраст отложе-ний.

Скважина 1.

Скважина 2.

Скважина 3.

Скважина 4.

Интервал отбора керна, м.

Проходка с отбор.

керна, м.

Интервал отбора керна, м.

Проходка с отбор.

керна, м.

Интервал отбора керна, м.

Проходка с отбор.

керна, м.

Интервал отбора керна, м.

Проходка с отбор.

керна, м.

Интервал отбора керна, м.

Проходка с отбор.

керна, м.

При интенсивном нефтегазопроявлении, в зависимости от времени технологического отстоя скважины, геофизические работы необходимо проводить через спущенную в скважину воронку, ИПТ следует спускать со спецпереводником, который устанавливается над ИПТ для промывки скважины на различных глубинах.

При некачественном пластоиспытании его необходимо повторить с уменьшением или увеличением интервала испытания.

В случае получения притока с признаками нефти и газа следует при углублении скважины проводить ИПТ до установления нижней границы продуктивного пласта. Рекомендуется для однозначной оценки насыщения вскрываемых отложений, проводить ИПТ без охвата вышезалегающих предварительно испытанных пород.

Коррективы в интервалы пластоиспытаний, после получения результатов промежуточного каротажа, могут вноситься только главным геологом ТОО «OSC».

Интервалы пластоиспытаний приведены в таблице 2.8 В случае некачественного проведения ИПТ каротажно-интерпретаторская партия УГР-1 МНГФ обязана своевременно ставить в известность заказчика (ТОО «OSC») о необходимости его повторения.

Согласно «Технологического регламента на испытание поисково-разведочных скважин» и дополнения к ним, вторичное вскрытие продуктивных объектов, производится кумулятивной перфорацией.

Рабочей средой перфорации служат жидкости не содержащие твердую фазу, например, водный раствор хлористого кальция соответствующей плотности с добавкой нейоногенного ПАВ типа ОП-10−0,3% концентрации.

Для очистки фильтра от кислоторастворимых загрязнений после перфорации производится установка солянокислотной ванны 10−15 5 раствором соляной кислоты с добавками 10 г/л ингибитора коррозии.

Продолжительность реагирования кислоты на забое 10−12 часов, затем необходимо хлоркальциевым раствором очистить забой продукции реакции. С целью вызова притока из пласта заменяют раствор в скважине на воду, обработанную 0,2−0,3% ПАВ одного из следующих типов: ОП-10, дисольван, превоцел, МЛ-72 или МЛ-80, а затем, воду заменяют двухфазной пеной. При необходимости осуществляется дополнительное снижение уровня жидкости в скважине с помощью компрессоров УКП-80, КС-16−100, СД-9 или КПУ-16−250.

Из гидродинамических методов декольматации ПЗП в трещинных коллекторах следует также применять продавливание пачек воды под башмак НКТ, а также промывку скважины водным раствором ПАВ через НКТ, спущенные до нижних дыр.

Таблица 2.8.

Химические методы воздействия на призабойную зону пласта.


№№. п/п.	Наименование. метода.	Назначение.	Состав вздействующего агента.	Область применения.	Примечание.

	Обработка водным раствором ПАВ.	Воздействие на загрязнение и флюид ПЗП.	0,1−0,3% водный раствор ПАВ типа ОП-10, дисольван, превоцелл.	любой.	любой.
2.	Обработка мицелярным раствором.	То же.	Концентрированные (25−35%) водные растворы сульфонатов (ГДН, НЧК, карпатол, сульфанол)+добавки содетергентов (ОП-10, мочевина).	То же.	То же.
3.	Солянокислотная обрабока.	Воздействие на загрязнение и породы ПЗП.	Концентрированные (22−30%) соляная кислота +1% ингибитора+0,1−0,2% стабилизатора (краст, СКВ и другие).	любой.
	Слабоконцентрированный (1−2%) раствор соляной кислоты +1% ингибитора +0,1−0,2% стабилизатора (краст, СКВ и др.).	любой.	В карбонатных любой, в некарбонатных-трещиновато-поровый.	В некарбонатных коллекторах предназначен для удаления кольматирующей твердой фазы мелосодержащих буровых растворов.
	Глинокислотная обработка.	Воздействие на загрязнение и породы ПЗП.	Гидрофобная кислотная эмульсия. Глинокислота (12%+6−10% 4% ингибитора+0,1−0,2% стабилизатора, краст, СВК).	Карбонат-ный. Некарбонат-ный.	Трещинный. любой.
	Комбинированная обработка.	То же.	Растворы кислот с добавками ингибитора и стабилизатора+мицелярные растворы (водные растворы ПАВ),.	В зависимости от вида кислоты (СМ, СКО и ГКО).

Н ПЗП создаются знакопеременные нагрузки. Раскрываются трещины и выносятся кольматационное частицы из пласта. Для достижения максимального эффекта от применения гидродинамических методов воздействия следует комплексировать их химическими, сведения о которых представлены в таблице. Наиболее эффективным является сочетание этих методов с гидроразрывом пласта (ГРП).

Если жидкостью разрыва является нейтральный по отношению к горным породам агент, то ГРП следует вести с закреплением трещин кварцевым песком. Если же жидкость разрыва способна растворять породы, слагающие пласт, то закрепление трещин не обязательно. Эксплуатационная колонна должна быть рассчитана на максимальное давление, создаваемое при ГРП.

Для интенсификации притока из пласта и увеличения его приемистости рекомендуется также применение воздействия на ПЗП пороховыми газами с использованием зарядов типа ПГД-БК-150. методика проведения порохового воздействия на ПЗП описана в соответствующей инструкции. До отстрела ПГД-БК-150 следует увеличить плотность перфорации до 30−40 отв/м в наиболее проницаемых интервалах испытуемого объекта.

В каждой проектируемой поисковой скважине предполагается опробовать пять объектов: одинв базальном пласте верхнего триаса, четыре — в карбонатной части среднего триаса.

При получении притока пластовых флюидов производится исследование объектов в соответствии с действующими отраслевыми инструкциями по исследованию нефтяных, газовых, газоконденсатных и водяных скважин, а также в соответствии с «Технологическими регламентами на испытание поисково-разведочных скважин». С целью получения информации по пластовым давлениям и температурам, продуктивности коллекторов, физико-химическим свойствам пластовых флюидов осуществляется комплекс гидрогазодинамических и геофизических исследований. При проведении гидрогазодинамических исследований применяются два метода: установившихся отборов и восстановления давлений. Испытание скважин в эксплуатационной колонне необходимо проводить в соответствии с «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях», «Правилами техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Едиными правилами безопасности при ведении прострелочно-взрывных работ», «Правилами пожарной безопасности».

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой