Гидропескоструйная перфорация

Введение

наиболее широкое применение вторичного вскрытия пласта в нашей стране получили ударно-взрывные способы: пулевая и кумулятивная перфорации. При этих способах обсадная колонна и цементный камень могут разрушаться не только в интервале перфорации, но и в интервалах перемычек, отделяющих продуктивные пласты от водоносных. Следствием такого вскрытия является ускоренное обводнение скважины. Кроме того, глубина формируемых каналов невелика и сообщение пласта со скважиной неполное. При таком вскрытии не удается исправить погрешности, допущенные при первичном вскрытии и цементировании, они только усугубляются. По сравнению с этими способами гидропескоструйная перфорация имеет следующие преимущества:

    более высокое гидродинамическое совершенство по качеству вскрытия пласта;

    нет ударного воздействия на эксплуатационную колонну во время перфорации;

    позволяет селективно вскрывать только продуктивные пропластки, не нарушая перемычек между ними;

    позволяет вскрывать пласты на нефти или любой другой жидкости вскрытия;

    позволяет производить перфорацию с одновременной обработкой ПЗП;

    позволяет получить сверхдобытую нефть, за счёт более качественного вскрытия пласта.

Основным недостатком ГПП является то, что это технологически сложный и дорогостоящий процесс. Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть эффективно использованы только в результате рационального планирования этого процесса с учётом ожидаемой дополнительной добычи продукции скважин и затрат на его проведение. Наиболее целесообразно применение ГПП в эксплуатирующихся скважинах техническое состояние обсадной колонны которых не позволяет проведение КП, а также в скважинах после изоляционных работ, для проведения повторной перфорации.

1. Общие сведения о районе работ

Таблица 1 - Сведения о районе работ

2. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождения (площади, участка)

2.1. Стратиграфия

В региональном плане Конитлорское месторождение приурочено к Конитлорской, Сукур-Яунской, Восточно-Конитлорской структурам III порядка, расположенных в пределах Венглинского структурного носа, осложняющего северный склон Сургутского свода.

Теологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности -начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне-меловыми осадками. Нефтяные залежи выявлены в пластах Ю2 (тюменская свита), Ю1 (васюганская свита), Aч1 и Ач2 (ачимовская толща), БС100(верх) и БС100(низ) (мегионская свита).

Геологический разрез рассматриваемого района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и доюрских образований.

Стратиграфия мезозойско-кайнозойского платформенного чехла приводится в сокращенном виде согласно унифицированной стратиграфической схеме 1978 г (ЗапСибНИГНИ, г.Тюмень) на основании данных глубокого поискового и разведочного бурения на Конитлорской и Западно-Конитлорской площадях.

Максимально вскрытый разрез отмечается в скв. 5 (параметрическая) - 3743 м и в скв. 175-3115м.

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 2 – Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 3 − Градиенты давлений и температура по разрезу.

2.3. Нефтегазоводоностность

Таблица 4 - Нефтеносность.

Таблица 5 – Водоносность.

2.4. Возможные осложнения при бурении

Таблица 6 – Сведения о возможных поглощениях бурового раствора.

Таблица 7 – Осыпи и обвалы стенок скважины.

Таблица 8 – Нефтегазоводопроявления.

Таблица 9 – Прихватоопасные зоны.

Таблица 10 – Прочие возможные осложнения.

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Градиенты давлений и температура по разрезу.

Таблица 4 - Нефтеносность.

Окончание таблицы 4.

Таблица 5 – Водоносность.

Окончание табл. 5.

Таблица 6 – Сведения о возможных поглощениях бурового раствора.