Комплексная пластическая перфорация: опыт применения

Публикации

Комплексная пластическая перфорация: опыт применения
Автор: Сергей Матвеев
№ 5 (68) от 11 июня 2009, в рубрике: Нефтегазовый комплекс

Проблемы, связанные с перфорацией скважин, существуют ровно столько, сколько существует сама нефтедобывающая отрасль. Многие специалисты бьются над созданием технологии, которая отвечала бы понятию «качественная перфорация». На сегодняшний день существует всего одна технология, которая наиболее полно и единовременно решает сразу целый комплекс задач. Комплексная ПЛАСТИЧЕСКАЯ^тм Перфорация максимально близка к определению «качественной перфорации».

Применяемая технология позволяет безударно достигать максимально большой площади вскрытия эксплуатационной колонны скважин, сохраняя при этом ее механическую прочность. А также производить намыв каверн в призабойной зоне скважин сквозь вскрытые щели гидромониторными струями перфораторов, осуществлять химико-кислотную обработку призабойной зоны через гидромониторы под давлением.

В чем же основные преимущества технологии Комплексной ПЛАСТИЧЕСКОЙ^тм Перфорации скважин (КППС) перед стандартными методами перфорации? Почему так стремительно растет спрос на данный вид сервиса у нефтедобывающих компаний?

Рис.1 Внешний вид Пластического перфоратора

Описание конструкции. Перфоратор - это прибор цилиндрической формы, который оснащен двумя выдвижными режущими дисками-фрезами, расположенными диаметрально противоположно друг другу. В одной плоскости с режущими дисками находятся две гидромониторными форсунками, которые производят намыв каверн в призабойной зоне и ее дальнейшую химическую обработку. Перфоратор опускается в скважину на трубах НКТ, насосный агрегат типа ЦА-320 создает давление в линии НКТ, диски перфоратора приводятся в рабочее положение и создают в эксплутационной колонне скважин парные продольные щели шириной от 10 до 12 мм. Гидромониторные струи перфоратора сквозь сформированные щели под высоким давлением в 150 атмосфер размывают цементное кольцо, прилегающую горную породу, остатки бурого раствора, асфальто-парафиновых отложений, намывая каверны глубиной более 0,5 м. В качестве жидкости для намыва каверн используется техническая вода, нефть, кислотные составы, ПАВ.

Вскрытие эксплуатационных колонн посредством образование продольных щелей не является новшеством в нефтяной истории. Однако применяемое ранее оборудование не могло обеспечить хорошие результаты в силу множества причин как технических, так и технологических. И до сих пор некоторые компании пытаются применять одностороннюю щелевую перфорацию, полагая, что экономят средства, на деле же – несут не оправданные расходы.

Инженеры компании «НЕККО» провели целый ряд значительных модернизаций в упомянутой технологии, односторонней щелевой перфорации, что позволило достичь значительных результатов в области перфорации скважин.

1) Разработанный компанией «НЕККО» прибор Комплексный ПЛАСТИЧЕСКИЙ^тм Перфоратор (рис.1) позволяет производить вскрытие эксплуатационной колонны с разу в двух проекциях с фазировкой на 180°, следствием чего является сокращение времени производства работ.

2) Одной из особенностей КППС является возможность проведения ориентированной перфорации: вскрываемые щели можно ориентировать по азимуту в направлении естественной трещиноватости продуктивных горизонтов. Это позволяет компаниям повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта. Ориентирование производится с привлечением геофизических партий.

Вскрытие щелей можно осуществлять в шахматном порядке с фазировкой на 60° или 90°, что позволяет произвести круговой охват пласта перфорацией и совместить вскрытые щели с максимальным количеством флюидопроводящих трещин продуктивного пласта и зонами естественного стресса.

3) Перфоратор вскрывает за один спуск значительную площадь - до 30 м с шириной щели 10-12 мм (площадь вскрытия одного погонного метра колонны в 10-12 раз превышает площадь вскрытия кумулятивными зарядами), что позволяет максимально снизить вероятность получения «аварийных стопов» при проведении ГРП.

Диагр. 1. Сравнение дополнительных дебитов после Комплексной Пластической перфорации и кумулятивной перфорации

Технология Комплексной ПЛАСТИЧЕСКОЙ^тм Перфорации работает как в неперфорированных скважинах, выходящих из бурения, так и в скважинах, находящихся в длительной эксплуатации. Компанией «НЕККО» были произведены перфорации более чем на 400-х скважинах перед проведением ГРП на месторождениях Западной Сибири. Ни на одной из скважин не было зарегистрировано ни одного случая получения «стопа» по причине перфорации. Более того, успешно были проведены ГРП на скважинах, где до КППС использовалась кумулятивная перфорация зарядами типа Big Hole и Super Jet, при кумулятивной перфорации перед проведением ГРП были получены «стопы», на некоторых скважинах неоднократно.

В течение года, на одном из месторождений Западной Сибири было проведено 115 ГРП с предварительным кумулятивным дострелом и 55 ГРП с применением технологии Комплексной ПЛАСТИЧЕСКОЙ^тм Перфорации. Полученные результаты основаны на анализе данных по 170-ти скважинам.

Большинство скважин, на которых проводился гидроразрыв пласта, длительное время простаивали. Сделать сравнительный анализ и оценить эффект в таких скважинах достаточно сложно, так как отсутствует база для сравнения. Поэтому для анализа был выбран такой параметр, как дополнительный дебит скважины по нефти от проведения ГРП и его изменение во времени.

Еще до начала работ специалисты компании-заказчика спрогнозировали прирост дебита нефти на одну скважину после ГРП с применением технологии КППС, он составил 14,93 т/сут., увеличение дебита нефти при кумулятивным достреле - в среднем 16,19 т/сут.

Различие планируемых приростов дебитов нефти, прежде всего, свидетельствует о том, что специалисты заказчика, зная преимущества КППС перед кумулятивной перфорацией, подбирали более сложные и ответственные скважины для проведения гидравлического разрыва пласта с предварительным повторным вскрытием интервалов перфорации с использованием технологии КППС.

Как при использовании КППС, так и при кумулятивной перфорации после проведения ГРП (диагр.1) был достигнут плановый прирост дебита нефти, и его показатели даже несколько превысили ожидаемые значения, что говорит о правильном подборе скважин и высоком качестве проведения ГРП.

Диагр. 2. Сравнение динамики снижения дополнительных дебитов при Комплексной Пластической перфорации и кумулятивной перфорации

Однако в процессе эксплуатации скважин происходит засорение призабойной зоны скважины и, как следствие, увеличение гидравлических сопротивлений при фильтрации пластовых флюидов через призабойную зону пласта (ПЗП), что влечет за собой снижение дебитов добывающих скважин.

Каверны, намываемые в призабойной зоне пласта при проведении Комплексной ПЛАСТИЧЕСКОЙ^тм Перфорации, заполняются проппантом при проведении ГРП, в результате чего образуется, своего рода, искусственно созданный песчаный фильтр с высоким качеством гидродинамической связи между скважиной и удаленной зоной продуктивного пласта. Очевидно, что засорение такой зоны происходит менее интенсивно, чем засорение ПЗП в скважинах после проведения ГРП с кумулятивным дострелом, что подтвердили и полученные результаты.

Необходимо отметить, что в период эксплуатации скважин после проведения ГРП с предварительной КППС не было отмечено увеличение показателей выноса механических примесей, что подтвердили пробы на коэффициент взвешенных частиц (КВЧ).

Согласно последним показателям (диагр.2), значение прироста дебита нефти от проведения ГРП с применением КППС снизилось на 12,5% от первоначального и достигло значения 13,13 т/сут. В то время как на скважинах, где проводился ГРП после кумулятивной перфорации, снижение произошло на 24%, и дополнительный прирост дебита нефти на конец года составил только 12,58 т/сут.

Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что эффективность проведения гидравлического разрыва пласта во многом зависит от качества дополнительной перфорации объекта воздействия.

На основании проведенного сравнительного анализа по 170 скважинам, можно сделать однозначный вывод, что проведение ГРП после Комплексной ПЛАСТИЧЕСКОЙ^тм Перфорации приносит больший эффект, чем после стандартной кумулятивной перфорации. Дополнительные дебиты после КППС снижаются вдвое медленнее, чем после кумулятивной перфорации. Вследствие чего длительность эффекта после КППС увеличивается. Общий объем дополнительно добытой нефти после проведения Комплексной ПЛАСТИЧЕСКОЙ^тм перфорации и гидроразрыва пласта существенно превышает общий объем дополнительной нефти после кумулятивной перфорации.

К технологии Комплексной ПЛАСТИЧЕСКОЙ^тм Перфорации проявляют интерес все большее количество нефтедобывающих компаний, которые стремятся повысить эффективность добычи нефти и разработки месторождений.

Преимущества:

1. Безаварийное проведение ГРП.

2. В эксплуатационной колонне скважин Комплексный ПЛАСТИЧЕСКИЙ^тм Перфоратор формирует парные продольные щели шириной от 10-12 мм каждая.

3. Вскрываемая площадь 1 п.м. обсадной колонны составляет 240 см², что соизмеримо с площадью вскрытия 34 кумулятивных зарядов с диаметром проходного отверстия 30 мм.

4. Формируемое количество щелей, в заданном интервале, четное - 2-4-6 шт. Расположение щелей может быть в разных плоскостях, что позволит включить в разработку максимальное количество флюидопроводящих каналов и трещин пласта.

5. Суммарная мощность вскрываемой толщи за один спуск составляет 30 м.

6. Весь арсенал возможностей метода может быть реализован с горизонтальным окончанием, в сильно пологих скважинах и во вторых стволах.

7. Гидромониторная химическая обработка очищает призабойную зону от кольматантов и снижает «скин-эффект».

Аналогов в мире нет.

Сергей Матвеев,

инженер производственного отдела ООО «НЕККО»

Патентообладатель: Салават Кузяев (ген. директор «НЕККО»)

Патенты РФ на изобретения №№ 2249678, 2256066, 2247226; на полезные модели №№ 49551, 51098.

Источник: SciTecLibrary.ru

ТехИнфо

Качественная перфорация подразумевает одновременное решение ряда важнейших задач.

1. Вскрытие максимальной площади эксплуатационной колонны с сохранением ее прочностных характеристик.

2. Сохранение целостности цементного кольца выше и ниже интервала перфорации, во избежание возникновения заколонных перетоков и, как следствие, предотвращение преждевременного обводнения добываемой нефти.

3. Восстановление фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны скважин после бурения и при повторном вскрытии интервалов перфорации в скважинах, находящихся в длительной эксплуатации, с закольматиованной призабойной зоной пласта. Обеспечение хорошей гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом.

4. Увеличение продолжительности эффектов от проведения мероприятий по интенсификации притока и увеличению нефтеотдачи, таких как кислотная обработка, гидроразрыв пласта (ГРП) и др.