Oil-Info.ru
 Информационный сайт инженеров нефти и газа
Новые пользователи
3351 зарегистрировано
0 сегодня
1 за неделю
3 за месяц
 
  22.06.2018 Главная arrow Библиотека arrow Добыча arrow НОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН - КОМПЛЕКСНАЯ ПЛАСТИЧЕСКАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
 
 
Главное меню
Главная
Каталог
Библиотека
Ссылки
Форум
Обратная связь
Карта сайта
Поиск
Раздeлы
Бурение
Разработка
Добыча
Нефтеотдача
Трубопроводы
Экономика
Другое
Гидравлические расчеты
Нефтесбор
Водоводы
Наши друзья
НИИ «СибГеоТех»
Специалисты
Авторизация
Рейтинг@Mail.ru
Сейчас на сайте:
Гостей - 8

НОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН - КОМПЛЕКСНАЯ ПЛАСТИЧЕСКАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Версия для печати Отправить на e-mail
Написал Эдуард ТОПОРКОВ   
18.06.2007
Проводя систематические исследования в целях контроля технического состояния забоя и эксплуатационной колонны, нефтяные компании неизменно сталкиваются с плохим техническим состоянием колонн и заколонного цемента. Кумулятивная перфорация, к которой обращаются чаще всего компании, обнаружив подобные проблем в своем эксплуатационном фонде, является гораздо более затратной и гораздо менее выгодной по сравнению с технологией комплексной пластической перфорацией скважин, появившейся на рынке в 2003 году.

Комплексная пластическая перфорация - технология невзрывного вскрытия и обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважин - была разработана и применяется с 2003 года. Технология прошла все процедуры утверждения и получила патенты Российской федерации на изобретения №№ 2249678, 2256066, 2247226.

Комплексный пластический перфоратор представляет собой прибор цилиндрической формы, оснащенный двумя выдвижными режущими дисками-фрезами, формирующими продольные щели в эксплуатационной колонне скважин, и двумя гидромониторными форсунками, размывающими заколонный цемент и прилегающую горную породу. Прибор может применяться в эксплуатационных колоннах диаметром 102 мм, 140 мм, 146 мм, 168 мм, 178 мм, 194 мм по прочности соответствующих маркам стали Д,К,Е (ГОСТ-632-80).

Для выполнения работ в боковых стволах и в скважинах с горизонтальным окончанием компанией-разработчиком (ООО "НЕККО") был создан комплексный пластический перфоратор с наружным диаметром 80 мм. Суммарная площадь вскрытия 1 погонного метра обсадной колонны d=102мм составляет 180 см2, что соизмеримо с площадью вскрытия 229 кумулятивных зарядов с диаметром проходного отверстия 10 мм или с площадью вскрытия 70 кумулятивных зарядов с диметром входного отверстия 18 мм.

Комплексный пластический перфоратор за один спуск позволяет проводить обработку призабойной зоны с освоением продуктов реакции свабированием (помимо селективной перфорации). При выполнении подобных работ перфоратором предварительно формируются парные продольные щели в продуктивном интервале с намывом каверн в призабойной зоне пласта. Через специальные технологические отверстия перфоратора - гидромониторные форсунки и циркуляционные клапаны - производится закачка соляной кислоты либо глинокислоты в пласт. После реагирования химического состава производится освоение продуктов реакции посредством вымывания, откачивания жидкости свабированием, разрядки.

Основным преимуществом метода является то, что данная технология позволяет на высоком уровне проводить работы в скважинах со слабым или нарушенным состоянием заколонного цемента. При использовании комплексной пластической перфорации сохраняется целостность заколонного цемента выше и ниже интервала перфорации (нет ударного воздействия), создается качественная, обширная зона вскрытия эксплуатационной колонны, производится намыв каверн в призабойной зоне пласта. Намыв каверн осуществляется с использованием технической воды, нефти, кислоты или ПАВ.

Особо актуально использование метода комплексной пластической перфорации в скважинах после проведения ремонтно-изоляционных работ. Так, за счет качественного вскрытия эксплуатационной колонны скважин и обеспечения надежной гидродинамической связи скважины с коллектором, мгновенная приемистость скважин ОАО "Томскнефть" ВНК увеличилась примерно в 3-4 раза. При выводе скважины на режим данные показатели могут снижаться до отметки в 1,5 - 2 раза (см. рис. №№ 1,2,).




На месторождениях ОАО "Томскнефть" ВНК технология применяется с 2005 года, общий объем выполненных работ составляет свыше 120 скважиноопераций. Основной объем работ выполняется при комплексной обработке продуктивных интервалов нагнетательных скважин. Продолжительность эффекта составляет в среднем 6 месяцев.

Использование комплексной пластической перфорации с намывом каверн в призабойной зоне пласта обеспечивает наиболее эффективное гидродинамическое сообщение скважины с пластом, и как следствие, создает идеальные условия для дальнейшей реализации мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин. Преимущество использования метода совместно с кислотной обработкой призабойной зоны (ОПЗ) в том, что при проведении ОПЗ закачиваемые химические составы проникают, преимущественно, в хорошо промытые зоны пласта и оказывают слабое воздействие на проблемные зоны околоствольной части пласта. При прокачке указанных составов через гидромониторные насадки комплексного пластического перфоратора происходит принудительное равномерное воздействие струями на все участки призабойной зоны пласта, в том числе, с возможностью акцентированного воздействия на самые проблемные неработающие участки. Возможность проведения ОПЗ с закачкой химических составов в пласт позволяет оказать на призабойную зону как физическое (разрушающее), так и химическое воздействие, что является преимуществом в отношении стандартной схемы проведения ОПЗ через спущенную на насосно-компрессорные трубы (НКТ) воронку.

В то же время, перфоратор может работать в режиме воронки при использовании его циркуляционных отверстий для прокачки жидкостей в пласт и из пласта при освоении скважины. Намыв каверн перед закачкой реагирующих составов в пласт дает возможность очистить призабойную зону от загрязнителей (остатки бурового раствора, тампонажный цемент, асфальто-смолисто-парафиновые отложения и т.д), что позволяет закачиваемым в последствии химическим составам глубже проникать в призабойную зону и является непременным преимуществом относительно стандартных схем ОПЗ.

РЕПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН
ООО "НЕККО" неоднократно производило также реперфорация продуктивных интервалов скважин перед гидравлическим разрывом пласта (ГРП). Реперфорация уже была проведена 250 раз в таких компаниях, как ОАО "ТНК-Нижневартовск", ОАО "ЛУКОЙЛ" - ТПП "Когалымнефтегаз", ТПП "Лангепаснефтегаз", ТПП "Покачевнефтегаз", Газпром нефть" - ОАО "Ноябрьскнефтегаз".

Эффективность ГРП определяется многими факторами, и одним из них является степень начальной гидродинамической связи скважины с пластом. Чем лучше начальная гидродинамическая связь скважины с приствольной зоной пласта, тем при меньших начальных давлениях протекает процесс гидроразрыва, легче осуществляется проникновение проппанта в трещину разрыва, обеспечиваются условия для безаварийной закачки проппанта в пласт. С точки зрения оптимизации процесса гидроразрыва повышение степени начальной гидродинамической связи скважины с пластом на стадии её подготовки к ГРП является важной научно-инженерной задачей.

Реперфорация скважин перед ГРП кумулятивными зарядами имеет следующие возможности:
1. Заряды ПКО89СМА; ЗПК105СА типа "BigHole" создают входные отверстия в эксплуатируемой колонне диаметром 16-20 мм, однако имеют ограниченную глубину проникновения, что в отдельных случаях обеспечивает слабое сообщение с пластом.
2. Заряды с глубоким проникновением типа ЗПК105С; ЗПКО89СМ имеют значительную глубину проникновения, однако имеют малый проходной диаметр до 11 мм.
3. Применение кумулятивных зарядов, создающих "стандартные" размеры отверстий (11-13 мм), и глубиной проникновения (200 - 700 мм) обосновано при использовании малоразмерных типов проппанта и при высоких фильтрационно-емкостных свойствах коллектора.

Единственным неоспоримым преимуществом реперфорации кумулятивными зарядами на каротажном кабеле являются сравнительно небольшие временные затраты на проведение работ. Весомым недостатком реперфорации кумулятивными зарядами является малая площадь вскрытия и недостаточная площадь канала проникновения в призабойную зону, которая не может гарантировать безаварийное проведение ГРП в случае применения крупной фракции проппанта и в случаях необходимости применения (по дизайну) высоких концентраций и высоких скоростей закачки проппанта. Еще один очевидный недостаток реперфорации кумулятивными зарядами - высокое значение величины ударного воздействия на эксплуатационную колону, которое в некоторых случаях может привести к заколонной циркуляции.

Благодаря обширной зоне вскрытия эксплуатационной колонны (равной 34 кумулятивным зарядам с диаметром входного отверстия 30 мм) и намыву каверн в призабойной зоне пласта комплексная пластическая перфорация скважин обеспечивает безаварийную закачку проппанта в пласт.

Нарезка парных продольных щелей в эксплуатационной колонне может производиться в среднем по 3 метра с поинтервальным проворотом на заданный угол. Это позволяет вскрыть и обработать продуктивный интервал в нескольких плоскостях и осуществить максимальный охват всех возможных флюидопроводящих каналов, трещин, зон дренирования пласта, а также многократно увеличивает вероятность совмещения вскрытых щелей с направлением естественной трещиноватости пласта.

При закачке проппанта в пласт при комплексной перфорации на скважинах не было отмечено ни одного случая "аварийного стопа". Нарезка парных продольных щелей в эксплуатационной колонне скважин с намывом каверн в призабойной зоне создает идеальные условия для свободного поступления проппанта за эксплуатационную колонну скважины и формирования качественной трещины гидроразрыва одновременно в двух проекциях, согласно начальному направлению, заданному вскрытыми щелями (см. рис. №№ 3,4,5,6).








В течение 2006 года на скважинах Тевлинско-Русскинского и Ватьеганского месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" отслеживались показатели влияния реперфорации перед гидроразрывом пласта на эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ). Были рассмотрены результаты применения кумулятивной и комплексной пластической перфораций при проведении ГРП. В эксперименте участвовали 124 эксплуатационные скважины Тевлино-Русскинского месторождения и 48 эксплуатационных скважин Ватьеганского месторождения (см. рис. №№ 7,8).




При проведении комплексной пластической перфорации перед проведением ГРП увеличиваются показатели дебита жидкости и нефти после ГРП (при практически одинаковых показателях обводненности). Так, средний прирост по нефти, приходящийся на 1 скважину по Тевлино-Русскинскому месторождению после ГРП с применением комплексной пластической перфорации, составил 12,6 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией - 8,11 тонн/сут., что в 1,5 раза меньше. Эффект ГРП с применением комплексной пластической перфорации держится гораздо более продолжительный срок, нежили с применением кумулятивной перфорации.

Как показал анализ Ватьеганского месторождения, средний прирост нефти, приходящийся на 1 скважину по данному месторождению после ГРП при применении комплексной пластической перфорации, составил 20 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией - 10,5 тонн/сут, что почти в 2 раза меньше.

 

Добавить в любимые (0) | Просмотров: 32974

  Ваш коментарий будет первым

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.

 
< Пред.   След. >
Последние публикации
Популярное
Смотри также
   
Oil-Info.ru © 2018
Go to top