Гидропескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации пробивание каналов в стенках скважины осуществляется струей жидкости, содержащей 50-100 кг/м3 хорошо отсортированного кварцевого песка или другого абразивного материала. Струи истекают из насадок (сопел) перфоратора (рис. 1.4.1.1) при перепаде давления в насадке 10-50 МПа со скоростью 150-250 м/с.

 

Рис.1.4.1.1- Гидропескоструйный перфоратор АП6М-100: 1 - корпус перфоратора; 2 - насадки (сопла истечения жидкости); 3 - центратор; 4 - шар опрессовочного клапана; 5 - шар клапана; 6 - хвостовик

 

В процессе истечения абразивной струи из насадок гидропескоструйного перфоратора образуются каналы - щели с высокой проницаемостью, вокруг которых не возникает уплотнение породы и не происходит деформации цементного камня или колонны. Перфоратор спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и в случае необходимости закрепляют в обсадной колонне гидравлическим фиксирующим устройством. Абразивную смесь с жидкостью подают к перфоратору через HKT с помощью группы (два-восемь) мощных насосных агрегатов, расположенных у устья скважины. Рабочие жидкости подбирают с учетом физико-химических свойств пластов-коллекторов и насыщающих их флюидов; может быть использована углеводородно-кислотная эмульсия, пластовая вода, водный раствор хлористого кальция с добавками ПАВ. Кварцевый песок, добавляемый в жидкость, может применяться различных фракций.

Однако стендовые испытания и промысловая практика показали, что лучшие результаты дает песок фракции 0,5-0,8 мм. Применение песка больших фракций приводит к ухудшению работы насосных агрегатов, выпадению песка во всасывающих шлангах и клапанных коробках насосов.

За полчаса действия абразивная струя способна пробить стенку обсадной колонны, затрубный цементный камень и создать в горной породе средней крепости канал диаметром примерно 60 мм и длиной около 50 см. Диаметр канала или каверны в горной породе при ГПП значительно больше, чем при кумулятивной. При осуществлении щелевой ГПП возможно увеличение глубины вскрытия пласта в 1,5-2 раза. Путем вращения или продольного перемещения аппарата можно создавать глубокие кольцевые или вертикальные щели в стенках скважины и породе.

Однако, пробивная способность ГПП, в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации, с увеличением глубины скважины и с повышением гидростатического давления до 5-10 МПа падает более заметно (длина канала в 2 раза, а диаметр в 1,3 раза), что можно объяснить прекращением процесса кавитации в струе жидкости с указанным ростом окружающего давления, а также увеличением с глубиной прочностных характеристик горных пород.

Область и масштабы применения этого метода постоянно расширяются. Если в начальный период он использовался только как высоко эффективное средство вскрытия пластов, то теперь стал применяться в качестве специального мероприятия, предшествующего осуществлению гидроразрыва или другим операциям по установлению гидродинамической связи пласта со скважиной, особенно в условиях развития коллекторов трещинного типа.

Наилучшие результаты ГПП дает при подготовке к гидроразрыву пластов, особенно в водонагнетательных скважинах. В ряде случаев ГПП обеспечивает более эффективное вскрытие пластов, чем кумулятивная и пулевая перфорация.

Гидропескоструйная перфорация имеет следующие недостатки: большая стоимость добычи и транспортирования отсортированного кварцевого песка (или другого высококачественного абразивного материала); применение специальных рабочих жидкостей; установка нескольких мощных насосных агрегатов и их быстрый износ от действия абразива; ограничения по глубине скважин (до 4 км) из-за недостаточной прочности HKT и мощности насосных агрегатов; размывание цементного затрубного камня; невозможность создания депрессии во время перфорации.

Работы по ГПП выполняют бригады по капитальному ремонту скважин.

 

Перфорация сверлением

Сверлящие перфораторы позволяют проводить вскрытие продуктивных пластов без ударного воздействия на элементы крепления скважины.

Наибольшая эффективность их применения достигается при вскрытии маломощных нефтеносных пластов; объектов, где нефте - и водоносные пласты разделены тонкой неустойчивой перемычкой; пластов с близкорасположенными BHK и ГНК; при избирательном вскрытии объектов, представленных чередованиями проницаемых и уплотненных пропластков; при создании отверстий для заливки цемента в межтрубное пространство под давлением при проведении ремонтных работ в скважинах с многоколонной конструкцией. Недостатками сверлящего перфоратора являются большая сложность конструкции, малая длина перфорационного канала, низкая производительность работ и ограничения по глубине спуска аппарата (из-за электропотерь в кабеле).

2. Применение комплексной технологии вторичного вскрытия пласта

 

При первичном и вторичном вскрытии пласта происходит ухудшение фильтрационных характеристик (проницаемости) пласта по следующим причинам:

1. кольматация околоствольного пространства механическими частицами буровых растворов;

2. набухание коллектора в результате попадания в пласт фильтрата технологических растворов;

3. адсорбция компонентов фильтрата бурового раствора и жидкости перфорации на поверхности пор;

4. выпадение в осадок солей в результате низкой совместимости жидкости глушения с пластовой водой.

Влияние бурового раствора на проницаемость пласта обусловливается прежде всего проникновением фильтрата и твердых частиц раствора в коллектор. Уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) в результате кольматации ее глинистыми минералами и фильтратом бурового раствора при первичном и вторичном вскрытии является основной причиной несоответствия реального и потенциального дебита скважин выходящих из бурения. Это изменение проницаемости оказывает влияние на дебит скважины в течение длительного периода, практически до тех пор, пока причины вызывающие это явление не будут устранены. Степень снижения проницаемости при этом зависит от типа глинистого материала, его дисперсности, природы обменных катионов, свойств фильтрата и зоны его проникновения в пласт. Последняя для низкопроницаемых коллекторов вследствие малого объема пор и усиления действия капиллярных сил может быть значительной и играет определяющую роль. Так, по данным геофизических исследований скважин, зона проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивные пласты может достигать 150 см.

В этих условиях большое значение придается таким перфорационным системам, которые позволяют обеспечить максимальную глубину пробиваемого канала.

Однако, использование перфорационных систем с глубоким проникновением кумулятивной струи, с оптимальным количеством и пространственным расположением каналов, как показывает практика, не всегда гарантирует качественную гидродинамическую связь пласт-скважина. Поэтому технология вторичного вскрытия пласта должна быть комплексной и предусматривать помимо глубоко проникающей перфорации также механизм разрушения (удаления) веществ, кольматирующих поверхность коллектора и перфорационных каналов.

С учетом вышесказанного компанией ООО «Сервис-нафта» была разработана комплексная технология вторичного вскрытия пласта, включающая глубоко проникающую перфорацию (не менее 600-700мм), реагентную разглинизацию и освоение скважины свабированием, эжекторным насосом или насосом, используемым для подъема продукции из скважины, с одновременным проведением гидродинамических и геофизических исследований. Разработка технологии предназначенной для устранения негативного влияния кольматации ПЗП была основана на результатах исследования механизма процессов кольматации призабойной зоны и диспергирования глинистых минералов при взаимодействии с различными химическими реагентами.

Использование глубоко проникающей перфорации с оптимальным количеством каналов позволяет обеспечить минимальное сопротивление, вызванное характером вскрытия пласта, и предотвратить отрицательное влияние поляризации на фильтрацию флюидов (до 400-450 мм за цементным камнем).

Реагентная разглинизация относится к физико-химическим методам воздействия. Она позволяет переводить глинистые минералы в тонко дисперсное состояние с последующим растворением и удалением их из коллектора, восстанавливая его первоначальную проницаемость. Разработаны и прошли испытания в лабораторных и промысловых условиях рецептуры используемых химических реагентов. Реагентная разглинизация, в качестве элемента комплексной технологии, используется с целью устранения кольматации коллектора и поверхности перфорационных каналов. Таким способом достигается надежная гидродинамическая связь пласта со скважиной. Реагентная разглинизация может проводиться как последовательно после перфорации, так и одновременно, тогда перфорация производится из раствора реагента разглинизатора. Не вызывает трудностей проведение реагентной разглинизации при работе с эжекторным насосом, конструкция которого позволяет проведение технологических операций с растворами химических веществ. Экологическая безопасность реагентов и их многотоннажное производство, использование стандартной техники и технологии, применяемых при КРС, доказанная эффективность использования технологии также способствовали включению реагентной разглинизации в технологический цикл комплексной технологии вторичного вскрытия пласта.

Освоение скважин производится указанными выше методами и, как правило, не вызывает принципиальных трудностей, также как и проведение геофизических и гидродинамических исследований.

Комплексную технологию применяют в разведочных, добывающих, нагнетательных, горизонтальных скважинах, скважинах выходящих из консервации, а также в «сложных» скважинах, в которых применение стандартных технологий малоэффективно.

Стадия разведки нефтяного месторождения характеризуется минимальной информацией о термобарических, емкостных и фильтрационных свойствах коллектора и физических свойствах насыщающих его флюидов. На основании результатов, полученных при вторичном вскрытии продуктивных пластов в разведочных скважинах, принимается ряд принципиальных решений. Поэтому к вскрытию, освоению и исследованию таких скважин предъявляются особые требования:

1. получение притока флюида в скважину максимально близкого к потенциальному значению, т.е. соответствующего фильтрационным характеристикам пласта (отсутствие кольматации призабойной зоны, минимальное несовершенство по степени и характеру вскрытия), вязкости пластовой нефти, и депрессии на пласт;

2. проведение комплекса гидродинамических, промысловых, геофизических и геохимических исследований, а также исследований состава и свойств пластовой и разгазированной нефти, газа и воды.

Только в 2002 году проведены работы по вторичному вскрытию пласта, освоению и исследованию 20 разведочных скважин месторождений Западной и Восточной Сибири, Самарской и Саратовской обласастей с использованием комплексной технологии. По каждой скважине было составлено заключение, в котором изложены полученные результаты и выводы. Принципиально важным является то, что по всем скважинам после обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) не отмечается кольматация призабойной зоны, величина скин-фактора близка к нулю или имеет отрицательное значение.

Аналогичные требования предъявляются к вторичному вскрытию пласта в скважинах выходящих из бурения и предназначенных для добычи нефти на уже разведанных площадях. Такие работы выполняются на скважинах эксплуатационного бурения Самарской области, что обеспечивает высокие начальные дебиты скважин. Так в 2001 проведены работы на 7 скважинах, средний дебит нефти составил 43 т/сут, в 2002 году работы выполнены на 18 скважинах, средний дебит составил 54,6 т/сут. Гидродинамическими исследованиями доказано отсутствие кольматации призабойной зоны пласта, что свидетельствует об эффективности используемой технологии.

При использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита добывающих скважин не предъявляются такие жесткие требования к объему проводимых работ и исследований, как в случае работы на разведочных скважинах. Отличительной особенностью при работе на добывающих скважинах является возможность определения технологической эффективности проводимых работ путем сравнения технологических показателей до и после ОПЗ. При этом дебит скважины до ОПЗ при сравнении с текущим дебитом условно принимается постоянным без учета естественного уменьшения дебита во времени.

В таблице 2.1 приведены значения дебита скважин месторождений Самарской области до и после ОПЗ с использованием технологии ООО «Сервис-нафта». В таблицу включены результаты по скважинам с низким исходным дебитом (до 5 т/сут), средним значением дебита (от 5 до 30 т/сут) и высоким для месторождений Самарской области значением дебита (более 30 т/сут). Во многих случаях имело место кратное увеличение дебитов скважин в два и более раз, что свидетельствует об эффективности использования комплексной технологии для воздействия на призабойную зону пласта. Характерно, что эффект получен на скважинах с различным исходным дебитом. Следует обратить внимание на значительное изменение дебита при ОПЗ малодебитных скважин. Следовательно, применение разработанной технологии может быть использовано для перевода малодебитных скважин в фонд рентабельных скважин.

 

Таблица 2.1 — Повышение дебитов скважин при использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта

№ П/П	№ скв.	Месторождение	Пласт	Дата ОПЗ	Среднесуточный дебит, т/сут		Изменение среднесуточного дебита, т/сут	Относительное изменение среднесуточного дебита, %
					До ОПЗ	После ОПЗ
1	327	Ново-Запрудненское	Д'1'	11.1999	1.7	29.9	28.2	1759
2	326	Ново-Запрудненское	Д1'	03.2000	0.9	19.0	18.1	2111
3	163 бис	Радаевское	С1а+Б2	04.2000	1.0	4.3	3.3	430
4	433	Бел.-Чубовское	Бо	05.2000	0.4	15.8	15.4	3950
5	215	Казанское	С1(Б2)	05.2000	0.7	7.4	6.7	1057
6	614	Алакаевское	Д1'	06.2000	7.8	18.7	10.9	240
7	614	Алакаевское	Д1	06.2000	7.8	18.7	10.9	240
8	151	Чаганское	Д3	06.2000	3.8	15.2	11.4	400
9	15	Радаевское	С1а+Б2	06.2000	2.6	21.2	18.6	815
10	220	Чаганское	Д1	07.2000	3.5	22.0	18.5	629
11	220	Казанское	С1(Б2)	07.2000	1.5	5.0	3.5	333
12	150	Чаганское	Д3	08.2000	28	62.0	34.0	221
13	240	Ново-Запрудненское	Дк	09.2000	5.8	25.0	19.2	431
14	118	Сев.-Дмитровское	Д2	10.2000	1.8	7.7	5.9	428
15	115	Славкинское	Б2	01.2001	60.0	80.4	20.4	134
16	184	Екатерининское	Д1	02.2001	62.2	127.3	65.1	205
17	611	Комсомольское	БП	06.2001	2.8	19.4	16.6	683
18	12316	Комсомольское	БП	04.2001	10.9	16.5	5.6	152
19	185	Радаевское	С1+С1а	11.2001	12.4	14.7	2.3	118
20	8340	Комсомольское	БП	11.2001	4.0	8.0	4.0	200
21	27	Озерское	Б2	12.2001	13.8	20.7	6.9	150
22	69	Осиновское	Д1	05.2002	22.6	31.8	9.2	141
23	53	Казанское	Б2(С1)	06.2002	16.8	22.5	5.7	134
24	118	КР.гор.	Б2(С1)	07.2002	11.8	17.7	5.9	150
ИТОГО:					11.9	26.3	14.4	221

 

Для высокодебитных скважин характерно получение относительно большого количества дополнительной нефти. Так, в результате ОПЗ скв № 184 Екатерининского месторождения (дебит до ОПЗ 62,2 т/сут), получено дополнительно 7498 тонн нефти, а в результате ОПЗ скв №115 Славкинского месторождения (дебит до ОПЗ 60,0 т/сут) получено дополнительно 4554 тонны нефти, что, в среднем, почти в два раза выше средней величины накопленной дополнительной нефти для скважин данного региона.

Полученный в течение ряда лет фактический материал позволяет доказать реальную эффективность работ с использованием комплексной технологии. Для исключения случайных величин технологические показатели целесообразно было проследить не по отдельным скважинам, а по группе скважин. Для анализа использовались показатели по 18 скважинам (пласты А4,Б2,С2, ДК) 8 месторождений НГДУ «Сергиевскнефть» ОАО «Самаранефтегаз». ОПЗ на этих скважинах произведена в относительно короткое время, в основном, с мая по сентябрь 2000 г., что было удобно для обработки результатов в реальном масштабе времени. Анализ показал, что коэффициент успешности составил 78%, увеличение дебита после ОПЗ составило в среднем 6,3 т/сут при среднем дебите до ОПЗ 6,7 т/сут, т.е. имело место увеличение производительности скважин практически в два раза.

На рис.2.1 показано изменение среднесуточного суммарного дебита нефти по этим скважинам после ОПЗ с использованием комплексной технологии. На рис.2.2 показано увеличение накопленной дополнительно добытой нефти в течение двух с половиной лет после начала проведения ОПЗ. На рис.2.3 показано поквартальное изменение дополнительно добытой нефти после ОПЗ.

 

Рисунок 2.1- Изменение среднесуточного суммарного дебита нефти после ОПЗ с использованием комплексной технологии

Рисунок 2.2- Увеличение накопленной дополнительно добытой нефти в течение двух с половиной лет после начала проведения ОПЗ.

 

Рисунок 2.3- Поквартальное изменение дополнительно добытой нефти после ОПЗ

 

На основании анализа промысловых данных можно сделать следующие основные выводы:

· использование разработанной технологии позволяет кратно увеличить дебит добывающих скважин после ОПЗ, в среднем, в два раза;

· количество дополнительно добытой нефти в результате ОПЗ составило в среднем более 3,5 тысяч тонн/ скв;

· продолжительность работы группы скважин с дебитом выше первоначального (продолжительность суммарного эффекта) превышает два года.

Таким образом, проведенными работами доказана технологическая эффективность использования комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для увеличения дебита добывающих нефтяных скважин.

Создание (увеличение) приемистости нагнетательных скважин, используя комплексную технологию вторичного вскрытия пласта, стало возможным после адаптации технологии с учетом противоположного по сравнению с добывающими скважинами направления фильтрации жидкости и особенностями удаления из ПЗП продуктов реакции. В таблице 2.2 приведены результаты использования модификации комплексной технологии к условиям нагнетательных скважин. По всем скважинам получена приемистость при реальных значениях давления на устье скважин. Величина приемистости соответствует технологическим требованиям.

 

Таблица 2.2 — Создание приемистости нагнетательных скважин при использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта

№ скв.	Месторождение	Дата ОПЗ	Приемистость
			до ОПЗ	после ОПЗ
897	Мухановское	09.2001 г.	150 атм - отсутствовала	80атм - 480 м3/с 90 атм - 570 м3/с 100 атм - 720 м3/с
1060	Мухановское	10.2001 г.	110 атм - отсутствовала	70атм - 680 м3/с 80 атм - 760 м3/с
936	Мухановское	10.2001 г.	130 атм - отсутствовала	80атм - 520 м3/с 100 атм - 620 м3/с
996	Мухановское	11.2001 г.	130 атм - отсутствовала	80атм - 430 м3/с 90 атм - 500 м3/с 100 атм - 570 м3/с

 

К «сложным» скважинам условно относятся скважины, которые трудно освоить традиционными методами. Причины такого поведения скважин в большинстве случаев вызваны нарушениями технологического режима бурения. К этому типу скважин можно отнести также скважины, находившиеся в консервации в течение длительного времени. В таких скважинах происходит «глубокая» кольматация твердой составляющей и фильтратом бурового раствора, что препятствует их освоению.

Комплексная технология вторичного вскрытия пласта опробована на ряде таких объектов. В качестве примера, приведем результаты использования технологии на скв. № 732 и 734 Белозерско-Чубовского месторождения. Характерным для этих скважин был крайне низкий приток нефти, при периодической эксплуатации он составлял 0,09 т/сут, в то время как скважины расположенные вблизи устойчиво работали с дебитом 15-30 т/сут. Продуктивный пласт Дк сложен мелкозернистыми средней плотности кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями алевролитов и глин, имеет нефтенасыщенную толщину 8-16 м, пористость 16-18 %, проницаемость 0,15-0,3 мкм2. Несоответствие дебитов скважин и физических параметров пласта указывало на возможность кольматации ПЗП в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта.

На указанных скважинах в течение трех лет проводились мероприятия с целью увеличения притока. Такие мероприятия как свабирование со снижением уровня жидкости в НКТ даже до глубины 2500м, повторная перфорация зарядами ПКС-80, неоднократные кислотные обработки не позволили решить поставленную задачу.

На скважинах № 732 и 734 проведен полный комплекс вторичного вскрытия пласта с освоением скважины с помощью ЭЦН при максимальном понижении уровня флюида. В результате выполненных работ скважины работают в непрерывном режиме с дебитом безводной нефти равным, соответственно, 16,8 и 19,8 т/сут. Приведенный пример свидетельствует об эффективности использования комплексной технологии в так называемых сложных случаях.

Отличие технологии ОПЗ горизонтальных скважин от технологии ОПЗ вертикальных или наклонных скважин определяется, во-первых, углом наклона ствола скважины в продуктивном коллекторе и протяженностью вскрытого коллектора (до 100 и более метров) и, во-вторых, конструктивными особенностями скважины (открытый ствол, наличие фильтра).

В случае открытого ствола, удаление кольматирующих пласт глинистых минералов методом реагентной разглинизации не вызывает принципиальных трудностей. Требуется только корректировка количества и концентрации используемых реагентов.

В большинстве случаев горизонтальные скважины оборудуются фильтрами на проволочной основе для предотвращения выноса песка. В этом случае достижение взаимодействия реагентов с глинистой коркой по всей поверхности коллектора проблематично. В случае продавки реагентов, они будут фильтроваться в пласт по отдельным участкам с наибольшей проницаемостью. Поэтому эффект скорее всего может быть вызван очисткой зазоров фильтрующего элемента от глинистых минералов.

Промысловые испытания технологии проведены в 2002 году на шести горизонтальных скважинах Комсомольского месторождения ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», оборудованных проволочным фильтром. Основные результаты приведены в таблице 2.3.

 

Таблица 2.3 — Изменение дебита нефти горизонтальных скважин Комсомольского месторождения после ОПЗ.

№ скв	Дата ОПЗ	до ОПЗ		после ОПЗ
		КВУ, м3/сут (Ндин,м)	дебит н. т/сут	КВУ, м3/сут (Ндин,м)	дебит н. т/сут
4394-г	03.09.02.	-	3,0	-	13,0
4448-г	23.09.02.	6,6 (1109)	-	20,1 (827)	18,0
4326-г	26.09.02.	6,0 (800)	-	11,0 (536)	8,0
6108-г	26.11.02.	-	3,4	-	2,0 (90%)
4395-г	26.11.02.	-	3,4	-	20,0
4376-г	03.12.02.	-	9,9	-	18,0

Сопоставление параметров до и после ОПЗ показывает, что в пяти из шести скважин получено кратное увеличение дебита или притока нефти в скважину, определенного по КВУ, в среднем, в 3,4 раза. Представляет интерес проследить динамику дебита этих скважин и оценить величину и продолжительность эффекта.

Общим для всех приведенных выше случаев применения комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для увеличения дебита (приемистости) скважин является то, что все они проведены на скважинах вскрывших терригенный коллектор. Первая попытка адаптировать данную технологию к специфическим условиям карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения (Республика Эвенкия) была предпринята с целью подтверждения наличия нефти в этих пластах.

Адаптация проводилась по двум основным направлениям: оценка возможности использования применяемых химических реагентов; уточнение технологии проведения работ с учетом особенностей распределения пустотного пространства и, как следствие, особенности механизма кольматации таких пород.

Анализ показал, что качественные изменения химических реагентов не требуются.

Изменение технологии проведения работ связаны, в основном, с особенностями процесса кольматации, что обусловлено особенностями строения коллектора. На основании анализа результатов исследования керна, выполненных различными авторами, были выделены основные особенности продуктивного коллектора, которые определяют характер кольматации. К ним относятся наличие вертикальных и горизонтальных трещин, высота которых достигает 150-200 мк, наличие в вертикальных трещинах продуктов вторичных процессов, уменьшающих их проницаемость, практическое отсутствие пустотного пространства в матрице коллектора.

При указанных условиях, наряду с образованием на поверхности перфорационных каналов глинистой корки, возможно глубокое проникновение коллоидных частиц глинистого раствора в пласт и, как следствие, кольматация его не только на поверхности перфорационных каналов, но и в трещинах на значительном удалении от скважины. Поэтому при проведении работ на скважинах Юрубчено-Тохомского месторождения была предусмотрена продавка реагентов в среднем на 5м от скважины с учетом реального объема открытого пустотного пространства.

Такая технология была впервые испытана на скважинах №39 и № 53 в 2001 году и использовалась при вторичном вскрытии на скважинах №№ 37, 89 и 105 в 2002 году. В скважинах №№ 39, 53 и 37 получен приток нефти, хотя у ряда специалистов до проведения этих работ прогноз о наличии нефти в районе этих скважин был не утешительным.

Однако, несмотря на положительные результаты, полученные при испытании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта, разработанной ООО «Сервис-нафта», в скважинах, вскрывших карбонатные коллектора, эта задача не может считаться решенной полностью.