Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины. Проектирование конструкции скважины, страница 40

Перспективные горизонты представлены сильно уплотненными алевролитами, песчаниками, аргиллитами и гравелитами. Коллектор поровый, порово-трещинный при пористости матрицы 15-20 %. Пластовым флюидом будет является, вероятно, нефть с растворенным в ней газом, возможно содержание сероводорода более 6 %. Температуры по интервалу объектов испытания возрастают с глубиной, приближенно, от 145 до 160 оС. Границы и строение объектов, а также распределение температур по интервалу уточняются по данным ГИС.

В скважинах с содержанием сероводорода недопустимо создавать депрессию методом снижения уровня или аэрацией воздухом

На проектируемой скважине депрессия на объект испытания, будет создаваться заменой жидкости в скважине на жидкость меньшей плотности, т.е. перфорационной жидкости на техническую воду.

При вскрытии нефтяных пластов оптимальная величина депрессии составляет 2-3.5 МПа. Не рекомендуется создавать депрессию при вызове притока более 10 МПа.

Рассчитаем максимально возможное значение депрессии возникающей в случае полной замены перфорационной жидкости плотностью 1565 кг/м3 на техническую воду плотностью 1020 кг/м3, по первому объекту испытания (интервалы объектов испытания указаны в табл. 6), при Pпл=94 МПа.

Колонна НКТ будет спускаться на глубину 5900 м, что обосновано в разделе 10.5.

 МПа.

Следовательно, частично заменив перфорационную жидкость на техническую воду плотностью 1020 кг/м3 возможно создать депрессию на пласт равную 10 МПа.

10.2. Выбор перфорационной жидкости

Рекомендуется проводить перфорацию при заполнении скважины раствором, не ухудшающим коллекторские свойства пласта.

В качестве перфорационной, будет использована жидкость не содержащая твердой фазы на основе минеральной соли – хлорида кальция (CaCl.2) c добавкой двуокиси марганца -  нейтрализатора сероводорода; ТУ 6-18-22-89-86.

Широкое применение солевых растворов, используемых как жидкости освоения, глушения, перфорации, обусловлено простотой и непродолжительностью их приготовления, устойчивостью к воздействию температур. В случае использования таких рассолов, исключается необратимая направленная кольматация пор твердыми частицами, набухание глинистых минералов пласта (ингибирующий эффект).

Однако, такие жидкости контактируя с продуктивным пластом, фильтруются в него, что приводит к снижению проницаемости призабойной зоны. Для снижения фильтрации используемой жидкости в пласт необходимо применять полимерные реагенты (модифицированный крахмал, реагенты группы оксиэтилцеллюлозы), осуществляя контроль за реологическими и фильтрационными свойствами рассолов. К недостаткам жидкостей на основе минеральных солей также можно отнести образование нерастворимых осадков при контакте с пластовыми водами. Хотя по некоторым свойствам эти жидкости не совсем отвечают требованиям, простота и возможность их приготовления без особых затрат в условиях промыслов обусловили их повсеместное применение. 

Рецептура перфорационной жидкости:

солевая основа – 99.0-99.9  % нитрата и хлорида кальция, хлорид натрия;

добавки – 1.0-0.1 %:

        1 – дисолван + ”Тюмень” (1:1);

        2 – дисолван + катамин (1:1);

        3 – дисолван + превоцелл (1:1).

Для более полного вытеснения жидкости освоения нефтью из призабойной зоны целесообразно использовать следующие ПАВ: ”Тюмень”, дисолван, катамин, превоцелл (в порядке уменьшения эффективности), а также двухкомпонентные смеси дисолвана с  ”Тюмень” и катамином, так как введение этих ПАВ приводит к увеличению краевого угла смачивания, гидрофобизации поверхности коллектора и увеличению коэффициента восстановления проницаемости.

Рекомендуемые добавки ПАВ способствуют повышению ингибирующей способности жидкости освоения. По эффективности ингибирующего действия ПАВ располагаются в следующей последовательности (по мере снижения активности): дисолван + ”Тюмень”, катамин, превоцелл, дисолван, НТФ.