Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтегазовых скважин с использованием жидкостей на углеводородной основе

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтегазовых скважин с использованием жидкостей на углеводородной основе"

На правах рукописи

Мартынов Богдан Алексеевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЖИДКОСТЕЙ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

Специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003068343

Краснодар - 2007

003068343

Работа выполнена в открытом акционерном обществе "Научно-производственное объединение "БУРЕНИЕ" (ОАО "НПО "БУРЕНИЕ")

Научный руководитель - заслуженный изобретатель РФ,

доктор технических наук, профессор Рябоконь Сергей Александрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Новохатский Дмитрий Федорович

кандидат технических наук Усов Сергей Васильевич

Ведущее предприятие: ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"

Защита состоится 2007 г. в 12 часов на заседании

диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО "НПО "БУРЕНИЕ" по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО "НПО "БУРЕНИЕ"

Автореферат разослан

2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

Л.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Стратегической задачей для большинства нефтегазодобывающих компаний является наращивание темпов добычи углеводородов за счет роста объемов буровых работ и строительства новых скважин, а также посредством интенсификации работы скважин старого эксплуатационного фонда, включая малодебитные, простаивающие и законсервированные скважины на месторождениях, которые вступили в позднюю стадию разработки. В последнее время все чаще разбуриваются площади со сложными геолого-техническими условиями, где продуктивные горизонты имеют низкие коллекторские свойства и АНПД, что предопределяет повышенные требования к выбору технологии заканчивания скважин.

Этап заканчивания скважины включает в себя операции по первичному вскрытию, спуску и креплению обсадной колонны, вторичному вскрытию и освоению продуктивного горизонта. Каждая из этих операций влияет на фильтрационно-емкостные свойства коллектора в той или иной степени.

Вторичное вскрытие является одним из наиболее важных этапов заканчивания скважин. В ряде случаев за счет перфорации можно устранить негативные последствия предыдущих этапов, но использование не адаптированной к конкретным условиям технологии может привести к еще большей (иногда полной) потере продуктивности скважины. Анализ причин низкого качества заканчивания скважин и возникающих при этом осложнений показывает, что они обычно связаны с недостаточно обоснованным выбором технологий первичного и вторичного вскрытия или с их нарушением.

Для выбора наиболее эффективной технологии, сравнения между собой различных технологий и оценки последствий, к которым приводит нарушение технологии, необходимо иметь возможность количественно определять их эффективность по какому-либо общепринятому показателю и при оптимальном выборе технологических параметров исправить негативное влияние предыдущих этапов, добиться максимально возможной в конкретных условиях продуктивности скважины.

В современных условиях наибольшее распространение получило вторичное вскрытие посредством кумулятивной перфорации, имеющей наилучшие технико-экономические показатели. Наличие

большого количества типов и модификаций перфораторов (современные и ранее разработанные) требует оценки их эффективности действия при вторичном вскрытии продуктивных пластов, т.е. количественно оценить их потенциальные возможности - степень совершенства гидродинамической связи незагрязненного (чистого) пласта со скважиной. Использование методики расчета потенциальных возможностей перфораторов, учитывающей также влияние на них зон пласта с измененной проницаемостью, которые возникают при контакте с ним технологических жидкостей, является определяющим при выборе технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов. Теоретические расчеты также служат основой для разработки и внедрения инновационных технологий первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, направленных на повышение качества заканчивания скважин.

Цель работы. Разработка технологических решений, материалов и реагентов, обеспечивающих эффективность заканчивания нефтегазовых скважин за счет создания качественной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной и сохранения фильтрационно-емкостных свойств коллектора в процессе вторичного вскрытия.

Основные задач» исследований.

1. Обзор, сопоставление и выбор методики оценки воздействия технологических факторов, материалов и реагентов на стадиях заканчивания скважины, в том числе вторичного вскрытия и освоения продуктивного пласта.

2. Проведение сравнительной оценки эффективности различных технологий заканчивания скважин. Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных отложений, учитывающей влияние технологии первичного вскрытия и свойств бурового раствора.

3. Разработка технологической жидкости перфорации на углеводородной основе, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивных отложений при вторичном вскрытии.

4. Практическая реализация разработанной технологии, материалов и реагентов при заканчивании скважин и определение технико-экономической эффективности отданной разработки.

Научная новизна. 1. Исходя из теоретических предпосылок, определена методика оценки качества вторичного вскрытия продуктивных пластов,

наиболее полно учитывающая многочисленные технологические факторы воздействия на эффективность выбранной технологии перфорационных работ.

2. Впервые разработанная методика оценки качества вторичного вскрытия продуктивных пластов позволяет учитывать влияние технологии первичного вскрытия продуктивных отложений, в том числе факторы воздействия промывочной жидкости.

3. Выявлена зависимость эффективности технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов от величины создания депрессии при освоении продуктивных отложений при различных фильтрационных свойствах пласта-коллектора и степени его подверженности воздействию на стадиях предыдущих операций по заканчиванию.

4. Выполнена не проводившаяся ранее комплексная оценка и сравнение эффективности различных технологий вторичного вскрытия при различной степени загрязнения продуктивного пласта.

5. Разработана методика выбора перфорационной жидкости, базирующаяся на принципе достижения максимально возможного значения ОП в каждом конкретном случае.

Практическая значимость. Реализованный комплекс усовершенствованной технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов позволил преодолеть негативное воздействие технологических факторов на стадиях первичного вскрытия и цементирования эксплуатационной колонны за счет сохранения фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора в процессе перфорации и создания высокой гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Данный комплекс в последующем был включен в технологические регламенты на заканчивание эксплуатационных скважин РД 39-00147009-718-00 и РД 39-00147001-787-2006.

1. Предложенная комплексная методика выбора технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов позволяет на любом месторождении за счет оптимизации параметров процесса получить максимально возможные дебиты и обеспечивает быстрый выход скважин на режим и их стабильную работу при эксплуатации.

2. Подобраны материалы и реагенты на базе отечественного сырья для промышленного производства концентрата-загустителя для углеводородных жидкостей.

3. Разработаны рецептуры, и внедрена технологическая жидкость на основе товарной нефти для перфорации скважин, позволяющая сохранить коллекторские свойства вскрываемого пласта.

4. Разработанный и внедренный комплекс технологий и материалов позволил снизить стоимость строительства скважин на этапе за-канчивания и обеспечить дополнительную добычу углеводородного сырья.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на семинаре для специалистов буровых и проектных организаций по теме "Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин" 18-21 февраля 2002 г., г. Краснодар; на совещаниях: "Пути повышения производительности скважин в процессе капитального и подземного ремонта - основные задачи интенсификации добычи газа" 26 февраля - 2 марта 2001 г., п. Пангоды, на базе МГПУ ООО "Надымгаз-пром"; на межотраслевой научной конференции "Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин" 1-5 октября 2001 г., г.Анапа; "Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД" 20 - 24 мая 2002 г., г. Анапа; на семинаре ОАО "НПО "Бурение" по проблемам "Заканчивание скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири" 12 апреля 2002 г.; "Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин" 22-26 сентября 2003 г., г. Анапа; на межотраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин" 14 - 18 февраля 2005 г., г. Краснодар.

В полном объеме диссертационная работа докладывалась и обсуждалась на совместном семинаре лабораторий буровых растворов, технологий и материалов для вторичного вскрытия, освоения и ремонта скважин ОАО "НПО "Бурение".

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, 1 патент РФ, а также подана заявка на изобретение.

Объем работы. Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 82 наименования, изложена на 109 страницах машинописного текста, содержит 22 рисунка, 31 таблицу и 9 страниц приложений.

Автор выражает благодарность научному руководителю - заслуженному изобретателю РФ, д.т.н., профессору С.А. Рябоконь, сотрудникам лаборатории технологии и материалов для вторичного вскрытия, освоения и ремонта скважин Бадовской В.И , Бурди-ло Р.Я., Герцевой Н.К., Горловой З.А., Сваровской Л.С., оказавшим помощь в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе проведен анализ имеющихся в литературе данных о влиянии технологий вторичного вскрытия на продуктивный пласт. Рассмотрены методы определения степени совершенства гидродинамической связи пласта со скважиной, которые могут быть использованы для количественной оценки эффективности технологий вторичного вскрытия.

Так, например, В.И. Щуровым был разработан метод электрогидродинамических аналогий (ЭГДА), основанный на тождественности уравнений фильтрации и распространения электрического тока в геометрически подобных системах, который позволяет быстро получать количественный результат для трехмерных задач фильтрации, трудно поддающихся аналитическому решению. Метод был применен для изучения влияния степени и характера вскрытия пласта на дебит скважины. Были определены значения безразмерных коэффициентов С] и Сг (скин-эффекты) для различных условий вскрытия пласта, и построены известные графики Щурова, которые ранее широко применялись на практике. К недостаткам данного метода можно отнести то, что техника лабораторного моделирования не позволяет учесть влияние на дебит скважины всех видов несовершенства, в частности - изменения проницаемости породы. Это можно сделать лишь с использованием моделирующих компьютерных программ.

Другим распространенным методом является метод Мак-Леода. В этом методе оценки потерь давления на трение при движении флюида через околоканальную зону пласта при различных вариантах вторичного вскрытия пласта кумулятивными зарядами предлагается рассматривать перфорационный канал как миниатюрную скважину с уплотненной зоной уменьшенной проницаемости вокруг него. Предполагается, что поврежденная зона возникает вследствие воздействия струи кумулятивного заряда. Проницаемость этой зоны снижается на 10% и 40%, соответственно, при

перфорации в условиях депрессии и репрессии на пласт. Зависимость потерь давления на трение от объемного расхода жидкости при фильтрации флюида через околоканальную зону пласта представлена квадратичным уравнением. Использование этого метода позволяет оценить возможные результаты вторичного вскрытия пласта кумулятивными зарядами при равнозначных условиях модели расчета, чего добиться в реальных условиях месторождения не представляется возможным. Это связано с тем, что в большинстве случаев достоверных сведений о свойствах пласта и флюида в конкретной скважине немного, как правило, используются средние значения параметров. Каждая скважина индивидуальна, и поэтому вес данных расчетов для практических оценок носит скорее оценочный (взвешенный) характер, представленный в некотором сопоставлении с аналогичными.

Далее была рассмотрена методика оценки эффективности первичного и вторичного вскрытия, разработанная в ОАО "НПО "Бурение". Для количественной оценки эффективности вскрытия используется показатель ОП - отношение фактической продуктивности скважины к ее потенциальной продуктивности, который при стационарной фильтрации вычисляется по общеизвестной формуле:

А . (Л+ .«?)'

где А = 1п(Як/Лс), Яс, Як - радиус скважины и контура питания, соответственно, м; Б - скин-эффект, который определяется следующим образом:

при первичном вскрытии

ОП = -

0)

/ Л [--»

• 1л I

А 1 кс К с У

51 = =

при вторичном вскрытии на депрессии

при вторичном вскрытии на репрессии г - 4 л

А.

(2)

(3)

5 =

1

Л

-1

•1п

я.

1

Р\

•1п

я.

(4)

где Бп - псевдоскин-эффект перфорации, д.ед.; - радиус проникновения фильтрата бурового раствора, м; р, - коэффициент восстановления проницаемости пласта при воздействии бурового раство-

pa, д.ед.; Яф - радиус зоны проникновения жидкости перфорации, м; р2 - коэффициент восстановления проницаемости пласта при воздействии жидкости перфорации, д.ед.; R2 - суммарный радиус зоны проникновения фильтрата бурового раствора и жидкости перфорации, м.

Полученные Каракасом и Тариком полуаналитические зависимости для определения псевдоскин-эффекта перфорации справедливы в диапазоне размеров перфорационных каналов, реально достигаемых современными перфораторами. Ими также получена формула (3) для оценки влияния перфорации и одной зоны с измененной проницаемостью. Формула (4) для учета влияния двух зон предложена в ОАО "НПО "Бурение".

Псевдоскин-эффект перфорации, рассчитанный по предлагаемым формулам в условиях, аналогичных полученным на электролитических моделях, неплохо согласуется с результатами Щуро-ва В.И., расхождение 2-13 %. Но предложенные зависимости имеют ряд преимуществ перед графиками Щурова В.И. Они позволяют избежать ошибок за счет интерполяции, дают возможность учитывать вертикальную составляющую потока и, что наиболее важно, учитывать совместное влияние перфорации и зон с измененной проницаемостью.

Существенное отличие предлагаемой методики от всех остальных, включая американские компьютерные программы, заключается в возможности выполнения теоретической оценки влияния технологических жидкостей на проницаемость пласта, в т.ч. при первичном вскрытии продуктивных отложений. Аналитическая формула для расчета коэффициента восстановления проницаемости (Р), полученная при анализе большого объема экспериментальных данных по фильтрации наиболее распространенных технологических жидкостей в различных условиях, обеспечивает широкий диапазон применения предлагаемой методики.

Расчетные формулы, являющиеся базовыми в методике, получены в работах Рябоконь С.А., Пенькова А.И., Кошелева В.Н., Ба-довской В.И. Таким образом, выбранная методика позволяет комплексно оценивать эффективность технологий первичного и вторичного вскрытия и производить выбор оптимального варианта за-канчивания скважин.

Для выбора направлений исследования и разработки наиболее универсальной технологии вторичного вскрытия выполнен обзор по влиянию жидкостей перфорации на продуктивный пласт.

В обзоре рассмотрены преимущества и недостатки перфорационных жидкостей на водной и углеводородной основе, оптимальные условия их применения, особенно это важно для перфорации при репрессии на пласт.

Наибольшее отрицательное влияние на пласт оказывают глинистые растворы, глубоко его кольматирующие. Пропускная способность перфорационных каналов снижается на 47-55 %. Производительность скважин может снизиться в 3-5 раз и более. Пресные растворы на 50 % снижают проницаемость песчаных коллекторов с глинистым цементом и незначительно проницаемость карбонатных коллекторов. Водные растворы минеральных солей в сравнении с пресными растворами имеют повышенную ингибирующую способность и в меньшей степени снижают проницаемость коллекторов с глинистым цементом. Введение ПАВ в эти системы позволяет увеличить коэффициент восстановления проницаемости до 70-85 %. Составы на основе кислот обладают рядом преимуществ, но не являются универсальными, т.к. для различных типов коллекторов необходимо подбирать индивидуальные рецептуры. Углеводородные системы (нефть, дизельное топливо, газовый конденсат) эффективны в чисто нефтяных залежах, но в обводненных - образуют с пластовой водой устойчивые эмульсии, блокирующие приток в скважину.

Главный недостаток всех незагущенных систем - большая глубина проникновения в пласт и существенное снижение проницаемости этой зоны. Для уменьшения радиуса проникновения жидкости в пласт используются загущающие и кольматирующие агенты. В качестве кислоторастворимого кольматанта применяются карбонат кальция, доломит, сидерит. В углеводородных системах для получения раствора необходимой плотности кольматант используется и как утяжелитель. Таким образом, предпочтительно применение загущенных перфорационных жидкостей.

Проведенный анализ позволяет выделить следующие основные направления исследований.

Используя методику оценки эффективности заканчивания скважин и результаты лабораторных исследований, теоретически оценить потенциальные возможности современных кумулятивных

перфораторов, показать влияние на них наиболее распространенных технологий первичного и вторичного вскрытия.

Разработать рекомендации по выбору оптимальной технологии вторичного вскрытия, определить требования к жидкости перфорации. Разработать перфорационную систему с универсальными свойствами, технологию ее приготовления и использования при вторичном вскрытии.

Вторая глава диссертации посвящена разработке методики выбора перфорационной жидкости, базирующейся на принципе достижения максимально возможного значения ОП в каждом конкретном случае. Выполнена теоретическая оценка эффективности технологий вторичного вскрытия с учетом влияния технологии первичного вскрытия и депрессии при освоении.

Для иллюстрации общих закономерностей при оценке последствий влияния различных технологий вскрытия основной расчет выполнен для нефтенасыщенного пласта с проницаемостью 0,04 мкм2, пористостью 0,17 д.ед., глинистостью 0,1 д.ед. Выбор исходных параметров пласта обусловлен тем, что именно такие пласты оказались наиболее чувствительными к воздействию традиционно применяемых полимер-глинистых буровых растворов. Пластовая температура равна 80°С. Коэффициент анизотропии проницаемости - отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной - равен 5. Радиус скважины 0,108 м, радиус контура питания 250 м. Депрессия при освоении, обеспечивающая наиболее полную очистку каналов перфорации, изменяется от 7 до 14 МПа. Первичное вскрытие проводится на полимер-глинистом буровом растворе, который при 20°С имеет следующие параметры: фильтратоотдача -6 см /ЗОмин, межфазное натяжение на границе фильтрат-нефть -42 мН/м, краевой угол смачивания - 95° и показатель увлажняющей способности - 0,059 м/ч. Вторичное вскрытие при депрессии на пласт проводится в углеводородной среде (сырая нефть), при репрессии используются водные растворы хлорида кальция без добавок и с добавлением хлорида калия и ПАВ комплексного действия. Время воздействия жидкости перфорации 1 сутки, репрессия 2 МПа.

Вторичное вскрытие при депрессии на пласт. Его эффективность определяется технологией первичного вскрытия и положением каналов перфорации относительно зоны проникновения в пласт фильтрата бурового раствора. Основными регулируемыми пара-

метрами являются время контакта бурового раствора с пластом, депрессия при освоении, глубина канала перфорации, т.е. выбор перфоратора. Перфорация при депрессии может проводиться с помощью малогабаритных или полногабаритных перфораторов. Для сравнения эффективности их использования принято, что у малогабаритных перфораторов глубина каналов перфорации в мишени API равна 255 мм (в частности, у Link 1 11/16") и 320 мм (ПКТ54), у полногабаритных - 650 мм (ПКТ89) и 935 мм (Альфа-Джет), а в пласте, соответственно, 0,22 м, 0,285 м, 0,615 м и 0,9 м. Плотность перфорации 12отв/м, фазовое расположение каналов перфорации 90°, диаметр канала 10 мм.

В соответствии с методикой последовательно определяются радиус проникновения фильтрата бурового раствора в зависимости от времени их контакта, толщина зоны в пласте, значения х, коэффициент восстановления проницаемости пласта при заданной депрессии, величина ОП в чистом пласте и при наличии зоны. Расчетные значения ОП являются функцией безразмерной величины х = L/5 - отношение глубины канала перфорации в пласте к толщине зоны с измененной проницаемостью; 5 = Ri-Rc- Такой выбор позволяет сравнить эффективность действия перфораторов с различной глубиной проникновения каналов в пласт.

Получены следующие основные результаты. Потенциальные возможности малогабаритных перфораторов 0п=0,8-0,9, а полногабаритные перфораторы обеспечивают совершенство вскрытия -ОП> 1.

Если время контакта бурового раствора 2-3 суток, то использование малогабаритных перфораторов, у которых каналы находятся в зоне, не рекомендуется, поскольку величина ОП в 2 раза ниже потенциальной. Применение полногабаритных перфораторов, у которых каналы перфорации выходят из зоны, приводит к резкому росту ОП (выше 0,9). Если каналы перфорации более, чем в 1,5 раза, превышают толщину зоны, то ОП мало зависит от проницаемости пласта и депрессии при освоении.

Время контакта 6-7 суток - случай, часто встречающийся на практике (рис.1). Для малогабаритных перфораторов при депрессии 7 МПа величина ОП в 8 раз ниже потенциальной.

1.0

0,8 -

0,6 -

0,4

0,2 -

0,0

0,0 0,5

1,0 1,5 2,0<

0,04мкм2, 7 МПа ■а— 0,10мкм2, 7МПа -в чистом пласте

—•—0,04мкм2,14 МПа —•—0,10мкм2,14 МПа

----1_=0,22м

----1_=0,9м

- 1=0,615м

Рис. 1. Зависимость ОП от положения каналов перфорации относительно зоны проникновения фильтрата.

С ростом депрессии до 14 МПа ОП возрастает до 0,3-0,4. Использование полногабаритных перфораторов со средней глубиной пробития (х = 1,23) менее эффективно, чем в предыдущем случае, ОП = 0,65-0,80. Только перфораторы с глубиной пробития свыше 0,75 м (х = 1,5) обеспечивают максимальную эффективность вскрытия (ОП >0,85).

Если в обоих рассмотренных случаях использовать буровой раствор с функциональными добавками, то величина ОП близка к потенциальной и практически не зависит от положения каналов относительно зоны и от депрессии.

Время контакта - 20-22,5 суток. В этом случае у всех перфораторов каналы перфорации находятся в зоне, и ее отрицательное влияние сказывается на величине ОП. В пластах с проницаемостью 0,04 мкм2 при депрессии 7 МПа приток не может быть получен (ОП = 0), а при депрессии 14 МПа ОП изменяется от 0,05 до 0,1, т.е. потери продуктивности 90-95 %.

В отличие от предыдущих случаев негативное влияние базовой технологии первичного вскрытия не может быть устранено за счет вторичного вскрытия. Поэтому при первичном вскрытии не следует допускать длительного контакта полимер-глинистого буро-

вого раствора с пластом, или, если такой контакт необходим, использовать такой буровой раствор, при котором потенциальные возможности перфораторов реализуются в полной мере.

Вторичное вскрытие при репрессии на пласт. Основные регулируемые параметры в этом случае - состав бурового раствора и жидкости перфорации, депрессия при освоении и глубина канала перфорации. Время контакта бурового раствора с пластом принято равным 6-7 суток. Современные перфораторы для вторичного вскрытия на репрессии пробивают достаточно глубокие каналы, например, ПК-105С - 700 мм, riKO-102DN - 789 мм, а в пласте, соответственно, 0,665 и 0,754 м. Для сравнения рассматривается перфоратор более старой конструкции (ПК-105), у которого глубина каналов 280 мм (0,245 м в пласте).

Рис. 2. Эффективность различных технологий вскрытия пласта.

Комплексное влияние состава технологических жидкостей оценивается для следующих технологий (рис.2): технология 1 - базовый полимер-глинистый буровой раствор, жидкость перфорации (СаСЬ) с функциональными добавками (ингибитор набухания глин и ПАВ комплексного действия); технология 2 - буровой раствор с функциональными добавками (ингибитор набухания глин и ПАВ комплексного действия), жидкость перфорации СаС12; технология 3 - буровой раствор и жидкость перфорации с функциональными добавками.

0,00 0,25 0,50 0,75 1,00 1,25 1,50 х

чистый пласт

—технология 1 ■в— технология 3 »• технология 2 - • - L=0,754m

—•—технология 1; 14 МПа —в—технология 3; 14 МПа - ♦ -- технология 2,14МПа ---L=0,665m

L=0,245m

Получены следующие основные результаты. Для перфораторов с различной глубиной пробития максимальные значения ОГ1, близкие к потенциальным, достигаются при применении технологии 3. В этом случае положение каналов относительно зоны и депрессия при освоении мало влияют на величину ОП.

При депрессии 7 МПа и х < 1 технологии 1 и 2 имеют невысокую эффективность - ОП < 0,3, те. потери продуктивности превышают 70%. Если каналы перфорации выходят из зоны (х > 1), то применение жидкости перфорации с функциональными добавками при базовом буровом растворе (технология 1) дает значения ОП, близкие к потенциальным, в то время, как хлористый кальций при буровом растворе с функциональными добавками (технология 2) -значения ОП в 1,3-1,5 раза ниже. Такая ситуация может возникнуть при использовании перфораторов с глубиной каналов 0,754 м. Даже в этом случае влияние жидкости перфорации более ощутимо, чем влияние бурового раствора.

Подобный расчет выполнен для Киняминского месторождения ОАО "ЮНГ", на его основе разработаны рекомендации, практически реализованные на ряде скважин. Вместо базовых применялись специально подобранные буровой раствор и жидкость перфорации с минимальным отрицательным воздействием на продуктивный пласт. При вторичном вскрытии использовался перфоратор ПК-105С. Скважины, пробуренные по предложенной технологии, выходили на режим в течение 12-24 часов, одна из скважин - за 6 часов, в то время, как при базовой технологии - за 2-4 суток. При этом фактический дебит на экспериментальных скважинах превысил ожидаемый в среднем на 12 %.

Таким образом, рекомендации по выбору оптимальных технологий первичного и вторичного вскрытия можно разработать с использованием теоретических расчетов по предлагаемой методике и необходимого объема экспериментальных данных.

Третья глава посвящена разработке состава универсальной перфорационной жидкости на углеводородной основе и технологии ее применения при вторичном вскрытии. Учитывая результаты выполненного анализа и теоретических расчетов, можно сформулировать следующие требования к жидкости перфорации:

- обеспечивать создание требуемого уровня дифференциального давления в системе скважина-пласт для безопасного проведе-

ния прострелочно-взрывных работ; иметь для этого регулируемую в интервале 890-1200 кг/м3 плотность;

- гидрофобизировать породу пласта и иметь низкое межфазное натяжение на границе фильтрат-пластовый флюид;

- предотвращать набухание глин;

- иметь незначительную глубину проникновения в пласт;

- быть термостабильной при температуре до 100°С.

Для того, чтобы исключить выполнение второго и третьего требований путем подбора и введения в систему функциональных добавок, была выбрана углеводородная основа разрабатываемой жидкости перфорации.

Помимо этих требований, жидкость перфорации должна быть технологичной и соответствовать следующим условиям:

- обладать подвижностью при прокачивании насосами и при транспортировании по НКТ к интервалу перфорации;

- сохранять стабильность свойств в течение времени, достаточного для проведения прострелочно-взрывных работ;

- легко удаляться с забоя и из пласта в процессе освоения скважины.

Для минимизации глубины проникновения углеводородной жидкости в пласт необходимо подобрать недорогой и эффективный загуститель. Подходящими свойствами обладают ациклические карбоновые кислоты (АКК), которые являются отходом производства, поставляются в твердом виде, обладают низкой температурой плавления и хорошей способностью растворяться в углеводородах при определенных условиях. Для повышения технологичности процесса приготовления перфорационной жидкости производится дополнительная подготовка и выпуск концентрата темно-коричневого цвета с товарным названием "Универсальная технологическая жидкость VIP" (УТЖ V1P).

Для обеспечения выполнения необходимых требований проведен полный комплекс исследований перфорационных жидкостей на углеводородной основе (товарная нефть различных месторождений, дизельное топливо). Исследования проведены поэтапно в следующей последовательности. Ниже приведены наиболее важные этапы.

1 этап. Исследование углеводородных систем без утяжеляющего агента. Определены оптимальные концентрации загустителя и активатора, позволяющие получить устойчивые углеводородные

системы, время их полной стабилизации, зависимость эффективной вязкости от температуры, фильтрационные характеристики.

В частности, было установлено, что для составов на основе нефти и дизельного топлива интервал изменения концентрации загустителя составляет 15-25%, время стабилизации - 24 часа. Эффективная вязкость систем при I = 80°С изменяется от 50 до 200 мПа-с при высоких скоростях сдвига и от 1500 до 3500 мПа-с -при низких скоростях.

2 этап. Выбор типа утяжеляющего агента, оценка его влияния на седиментационную устойчивость систем, определение зависимости плотности системы от его концентрации.

При выборе типа утяжеляющего агента рассматривались ки-слоторастворимые реагенты: доломит, сидерит, мел марок ММС-2 и МПГМ (гидрофобный). Исследования показали (рис. 3), что при использовании доломита, сидерита и ММС-2 без стабилизатора системы теряют устойчивость при прогреве, необходимо введение стабилизатора, который был подобран и требовался в концентрации 2-3 %.

Др, г/смЗ

0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0

1

\ \ 1

, - 1 1

в -: * Ж-. Г-"' 1 ! - ~ ~ ~ Г\ -=_!-=Й

—1 -1-и ; !

0 6 —О—МПГМ —□— ММС-2+стаб • • Доломит

24

Время, ч

12 18

ММС-2 —• - Сидерит

--Кри гсрий устойчивости

Рис. 3. Зависимость седиментационной устойчивости системы во времени с различными типами наполнителей при I = 80°С.

Гидрофобный мел не изменяет седиментационную устойчивость исходной углеводородной системы и может использоваться

для регулирования плотности углеводородной системы. Так, для увеличения исходной плотности системы на 3-20 % требуется 530 % гидрофобного мела.

3 этап. Оценка влияния разработанных систем на продуктивные пласты. По стандартной методике проведены эксперименты на установке УИПК-1М на натуральных кернах юрских отложений, представленных песчаниками с исходной проницаемостью по маслу 0,04 мкм2 и содержанием глин 10 %.

Для системы с минимальным содержанием мела (3%) коэффициент восстановления проницаемости 82%, радиус проникновения жидкости в пласт за 1 сутки равен 2,1 Кс, ОП = 0,96. При большей концентрации мела фильтрация в пласт практически отсутствует, ОП = 1. Для сравнения: у загущенной солевой системы с КМЦ коэффициент восстановления проницаемости 58%, радиус проникновения жидкости в пласт за 1 сутки равен 11-Яс, ОП = 0,85.

В четвертой главе приведены результаты внедрения технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при заканчива-нии скважин на Киняминском месторождении ОАО "Юганскнефтегаз".

Сравнение эффективности новых технологий проводится с базовой технологией первичного и вторичного вскрытия. По базовой технологии первичное вскрытие продуктивного пласта производится на стандартном полимер-глинистом растворе, время его воздействия на пласт 5-6 сут., репрессия 3,5 МПа. Перфорация производится полногабаритным перфоратором ПК-105С (или аналогичным ему ПК-Ю5О>0, спускаемым на кабеле, плотность перфорации 1020 отв/м. Жидкость перфорации - раствор хлористого кальция, загущенный КМЦ и обработанный ПАВ - заполняет эксплуатационную колонну от искусственного забоя до устья. Плотность раствора 1080 кг/м3. Репрессия на пласт составляет 1,27-1,97 МПа. Время контакта жидкости перфорации с продуктивным пластом - 12 суток. Вызов притока из скважины производится заменой солевого раствора на техническую воду с последующим понижением уровня жидкости свабированием. Допустимая депрессия 21,2 МПа.

Комплексные технологии заканчивания скважин.

Первичное вскрытие проводится с использованием полипро-пиленгликолевого полисахаридного раствора со следующими параметрами: плотность - 1,12-1,16 г/см3; условная вязкость - 20-35 с;

статическое напряжение сдвига - 5-36/10-60 дПа. Время контакта бурового раствора с пластом не более 5 суток.

Комплексная технология 1. Перфоратор, плотность перфорации, время контакта жидкости перфорации с продуктивным пластом и депрессия при освоении те же, что и в базовой технологии. В качестве жидкости перфорации используется загущенный поли-сахаридными реагентами водный раствор хлорида калия, обработанный ПАВ комплексного действия. Загущенная система используется в ограниченном объеме и закачивается только в зону, перекрывающую интервал перфорации 100-150 м. Ствол скважины выше этой зоны заполняется раствором хлорида натрия. Плотность загущенной системы на 20 кг/м3 превышает плотность технологической жидкости, заполняющей ствол скважины. Расчетная величина репрессии на пласт 1,84 МПа.

Эта комплексная технология была реализована в 2002 г. на 12 скважинах 11 и 12 кустов Киняминского месторождения. На рис. 3 показаны результаты внедрения данной технологии.

Усовершенствованная комплексная технология 2. Для вторичного вскрытия продуктивных пластов используется товарная нефть, загущенная УТЖ VIP. Контролируемые перед перфорацией параметры загущенной нефти приведены в табл.1.

Таблица 1

Параметры загущенной с помощью УТЖ VIР нефти__

№ п/п Характеристика Значение

1 Плотность, г/см3 1,10-1,11

2 Условная вязкость, с 320

3 CHCi/io, ДПа 90/110

4 Фильтрация, см3/30 мин 3,0

Загущенная система используется в ограниченном объеме и закачивается только в зону, перекрывающую интервал перфорации 100-150 м. Ствол скважины выше этой зоны заполняется технической водой. Плотность загущенной системы на 20 кг/м3 превышает плотность технической воды. Схема закачки УТЖ VIP представлена на рис. 4.

Изменена и технология проведения перфорационных работ, заключающаяся в использовании спускаемого на трубах перфоратора ПНКТ-89 с плотностью перфорации 14 отв/м.

СкПЛЖПМУ

ирерсян и л тек ц)ЛУ н п ИкТ УТЖ

Тсрсз [ !К~! ]ЛШ1№ пачку Vi»; VII' 11 BwT«ii[ijm ti

\J1 (1_vi> 11 Г" с ri|JíjCT|lflUCTPO

СП ■ УТЖ VIP

StííKtTfífltHtS фВ >4' ГЧТНЛЙ(ГШ£

часа hiч~1 п.!.' ЦС11Н0 iiejn]rLnji iil)|) я т|> my счи гн L irrrcp

. - TBK ПОДЭ

.-i f\.fi IJ К I iij>on iii^jiii

OSfiñruaü

'I :>ÜM L l II hü í' ir.' 4 шар

ÍV.'j - сборяа перфоратора

Рис. 4. Технологическая схема применения УТЖ VIP при вторичном вскрытии продуктивных пластов па Киняминском месторождении.

Закачали приготовленный раствор r¡ I (КТ и продавили тех. водой в требуемом объеме в интервал перфорации к выше на 100150 м. Произвели привязку и установили перфоратор в заданном интервале с помошыо подгоночных патрубков. Произвели отстрел кумулятивных зарядов перфоратора. С целыо опробования некрытого пласта производили свабирование с понижением уровня до 670 м. Произвели разрядку скиажмиы с последующей закачкой УТЖ V1Р в объеме 2,0 м* с целью щадящего глушения и недопущения проникновения тех. воды в иризабойную зону вскрытого пласта. Далее из скважины подняли 10 труб MKT с последующей обратной промывкой тех. водой в объеме затрубного пространства. Произвели подъем MKT с перфоратором ПНКТ-89 из скважины. Спустили и скважину насосную установку соответствующего типа на НКТ-73 па глубину 2500 м. Произвели запуск скважины. Всего по данной технологии в 2003 г. было пробурено и освоено 14 добывающих скиажип.

i lo результатам проведенных работ был проведен анализ эф-

фиктивности реализованных технологий, который представлен на рис 5. Скважины выходили на режим в течение 12-24 часов с деби-тамк, превышающим ожидаемые-

Баз. техн. KCl УТЖ VI Г'

В Прирост ср. дебита с У'['Ж VI Р, мЗ/сут S Прирост ср.дебита с KCl, мЗ/сут Н Средний базоиын дебит, мЗ/сут

Рис. 5. Средний дебит скважин с различными технологиями.

Из рис. 5 видно, что при использовании усовершенствованной технологии вторичного вскрытия средний прирост дебита относительно комплексной технологии 1 составил — 21,8 м3/сут (18 %), а относительно базовой технологии составил - 34,5 м'/сут (32 %).

Таким образом, внедренная усовершенствованная технология вторичною вскрытия продуктивных пластов позволила повысить эффективность работ по заканчиванию скважин на Киняминском месторождении ОАО "ЮНГ".

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Подобрана теоретически обоснованная и практически проверенная методика оценки эффективности технологий заканчивания скважин, которая, в отличие от других, позволяет учитывать вертикальную составляющую потока, совместное влияние перфорации и зоны измененной проницаемости, определять коэффициент восстановления проницаемости пласта.

2. Разработана методика выбора технологической жидкости для вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов с минимальными потерями продуктивности в сравнении с базовой технологией вскрытия.

3. Сформулированы общие рекомендации по выбору технологии заканчивания скважин: перфорацию проводить при депрессии на пласт перфораторами, обеспечивающими совершенство вскрытия при минимальном числе спусков, обязательно учитывать влияние технологии первичного вскрытия на коллекторские свойства пласта и при необходимости изменять ее.

4. Разработана и внедрена технологическая жидкость для перфорации скважин на основе нефти, представляющая собой псевдопластичную жидкость гелеобразного вида, применение которой позволяет полностью сохранить коллекторские свойства пласта, зафиксированные после окончания бурения.

5. Разработанная и примененная на Киняминском месторождении технология заканчивания скважин позволила снизить расходы в 1,5 раза. Экономический эффект от внедрения новой технологии заканчивания скважин на Киняминском месторождении по сравнению с базовой технологией составил 1 272 530 руб.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Патент РФ № 2255209. Способ глушения скважин // С.А. Рябо-конь, Н.К. Герцева, З.А. Горлова, Р.Я. Бурдило, A.A. Бояркин, Б.А. Мартынов от 08.01.2004.

2. Рябоконь С.А., Мартынов Б.А. Современные технологии перфорации скважин на депрессии // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2000. - №5. - С.7-10.

3. Рябоконь С.А., Бадовская В.И., Мартынов Б.А. Усовершенствованная методика выбора технологии вторичного вскрытия про-

дуктивных пластов // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2001. - №6. - С.23-28.

4. Рябоконь С.А., Бадовская В.И., Мартынов Б.А. Основные принципы выбора технологии и технических средств при вторичном вскрытии продуктивных пластов // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №7. - С.23-29.

5. Шафраник С.К., КосиловА.Ф., Бояркин A.A., Ламосов М.Е., Мартынов Б.А. Комплексная технология вторичного вскрытия пластов с использованием специальных технологических жидкостей и оборудования для их подготовки // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №8. - С. 199-206.

6. Мартынов Б.А., Бояркин A.A., Пенкин A.B. Опыт применения универсальной технологической жидкости V1P при глушении скважины на Котовском месторождении. // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2003. - №9. - С.140-144.

7. Рябоконь С.А., Бадовская В.И., Мартынов Б.А. Выбор способа восстановления производительности скважин // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2003. - №10. - С. 115-130.

8. Рябоконь С.А., Бояркин A.A., Мартынов Б.А., Александров И.Е., Дударов Я.Г. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин // Журнал "Интервал", №12 (59), 2003 г., С. 62-66.

9. Рябоконь С.А., Бояркин A.A., Герцева Н.К., Бурдило Р.Я., Мартынов Б.А. Эффективная технология сохранения продуктивности коллекторов на стадиях перфорации, глушения и ремонта скважин // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2004. -№11. - С.98-107.

10. Рябоконь С.А., Бояркин A.A., Мартынов Б.А., Александров И.Е., Дударов Я.Г. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности // Журнал "Строительство нефтяных и газовых скважин", №3, 2004., С. 35-39.

11. Мартынов Б.А. Универсальная технологическая жидкость V1P // Журнал "Нефтяное хозяйство", №5, 2005., С. 23-25.

12. Рябоконь С.А., Мартынов Б.А., Бояркин A.A., Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов с высокой проницаемостью при глушении газовых и газоконденсатных скважин в условиях

АНПД//С6. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2005. -№13. - С. 14-20.

13. Рябоконь С.А., Бояркин A.A., Мартынов Б.А., Александров И.Е., Дударов Я.Г. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчивании и ремонте скважин // Журнал "Бурение & нефть", №3, 2004 г., С. 6-10.

14. Яковенко В.И., Мартынов Б А., Королёв C.B. Анализ степени влияния различных технологических жидкостей глушения на фильтрационно-ёмкостные свойства пород-коллекторов месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" // Сб. трудов ОАО "НПО "Бурение". Краснодар. 2006. - №14. - С. 253-261.

15. Рябоконь С.А., Бояркин A.A., Мартынов Б.А., Александров И.Е., Дударов Я.Г. Универсальная технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин // Журнал "Нефтяное хозяйство", №5, 2004., С. 62-64.

!6. Рябоконь С.А., Мартынов Б.А., Ламосов М.Е., Бояркин A.A. Высокоэффективные технологические жидкости для сохранения продуктивности коллекторов на стадиях перфорации, глушения и ремонта // Научно-технический журнал "Технологии ТЭК", № 1 (32), 2007., С. 26-33.

МАРТЫНОВ Богдан Алексеевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НЕФТЕГ АЗОВЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЖИДКОСТЕЙ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 10.04.07. Формат 60х84|/|6. Уч.-изд. л. 1,47. Усл. печ. л. 1,63. Бумага Maestro. Печать трафаретная. Тираж 100 экз. Заказ № 7096.

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение-Юг»

с оригинал-макета заказчика. 350059 г. Краснодар, ул. Селезнева, 2. Тел./факс: 239-68-31.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мартынов, Богдан Алексеевич

Введение.

Глава 1 Анализ современного состояния техники и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтегазовых скважин. Выбор направления исследования.

1.1 Существующие способы оценки эффективности вторичного вскрытия. Влияние различных факторов на совершенство вскрытия.

1.2 Жидкости перфорации. Классификация. Основные характеристики, преимущества и недостатки.

1.3 Направление исследования.

Глава 2 Теоретическая оценка эффективности технологий первичного и вторичного вскрытия при заканчивании скважин.

2.1 Выбор методики сравнения эффективности различных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработка методики выбора технологической жидкости для вторичного вскрытия продуктивных пластов.

2.2 Определение оптимальных условий применения различных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов.

2.3 Перфорация при депрессии: Эффективность использования перфораторов. Влияние технологии первичного вскрытия. Влияние депрессии при освоении.

2.4 Перфорация при репрессии: Эффективность использования перфораторов. Влияние технологии первичного вскрытия. Влияние депрессии при освоении. Влияние технологических жидкостей для вторичного вскрытия.

Глава 3 Разработка технологической жидкости перфорации на углеводородной основе.

3.1 Исследования стабильности концентратов, приготовленных на основе ациклических карбоновых кислот (АКК).

3.2 Исследования по определению числа омыления карбоновых кислот.

3.3 Исследования реологических свойств растворов на основе УТЖ

3.4 Исследования реологических свойств растворов на основе нефти, стабильного газового конденсата и их смеси, загущенных с использованием УТЖ VIP и добавкой в качестве стабилизатора безводного хлористого кальция.

3.5 Исследование влияния жидкости перфорации на фильтрационно-емкостные свойства натуральных кернов продуктивного пласта.

Глава 4 Внедрение технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с использованием жидкости перфорации на углеводородной основе и оценка ее эффективности.

4.1 Анализ базовой технологии вторичного вскрытия продуктивных 80 пластов.

4.2 Комплексная технология заканчивания скважин.

4.3 Внедрение новой технологии вторичного вскрытия с использованием жидкости перфорации на углеводородной основе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтегазовых скважин с использованием жидкостей на углеводородной основе"

Современные темпы развития научно-технического прогресса неразрывно связаны с повышенным ростом энергопотребления. Основным источником энергии в настоящее время является углеводородное сырье - нефть и газ. Потребность в этих источниках энергии в последние годы значительно выросла и в дальнейшем, такая тенденция будет сохраняться.

Стратегической задачей для большинства нефтегазодобывающих компаний является наращивание темпов добычи углеводородов за счет роста объемов буровых работ и строительства новых скважин, а также посредством интенсификации работы скважин старого эксплуатационного фонда, включая малоде-битные, простаивающие и законсервированные скважины на месторождениях, которые вступили в позднюю стадию разработки.

В этой связи особую важность приобретает вопрос качества вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважин, т.к. в последнее время все чаще разбуриваются площади со сложными геолого-техническими условиями, где продуктивные горизонты имеют низкие коллекторские свойства и АНПД, что предопределяет повышенные требования к выбору технологии заканчивания.

Качественное первичное и вторичное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов имеет исключительно важное, часто решающее, значение для объективной оценки продуктивности залежей, подсчета запасов нефти и газа, достижения максимально возможной отдачи пластов, сокращения сроков строительства, испытания и освоения скважин, выбора эффективных методов интенсификации работы скважин и пластов.

Этап заканчивания скважины включает в себя операции по первичному вскрытию, спуску и креплению обсадной колонны, вторичному вскрытию и освоению продуктивного горизонта. Каждая из этих операций влияет на фильтра-ционно-емкостные свойства коллектора в той или иной степени.

Так в результате проникновения фильтрата бурового раствора происходит повышение водонасыщенности в зоне проникновения, приводящее к изменению абсолютной и фазовой проницаемости в результате гидродинамических и массообменных процессов, а также образование водонефтяных эмульсий и блокирующих глобул воды, что приводит к изменению продуктивности скважины. Также существует множество других факторов, приводящих к нежелательному снижению проницаемости призабойной зоны пласта, связанных с первичным вскрытием.

Операции по спуску и креплению обсадной колонны также приводят к снижению фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Одним из определяющих этапов заканчивания скважин является вторичное вскрытие продуктивных пластов. Наибольшее распространение получило вторичное вскрытие посредством кумулятивной перфорации, т.к. этот способ имеет наилучшие технико-экономические показатели.

В настоящее время к технологии вторичного вскрытия предъявляются повышенные требования, т.е. продуктивность скважины должна быть максимально приближена к потенциальным возможностям вскрытых отложений. Достичь этого можно лишь, учитывая комплексно все факторы, влияющие на эффективность заканчивания скважины. Так, если выбранная технология заканчивания предусматривает вторичное вскрытие посредством перфорации, то сама технология перфорации должна выбираться по обоснованной методике, предусматривающей подбор всех необходимых компонентов для обеспечения высокого качества вскрытия.

В современных условиях целью вторичного вскрытия продуктивных отложений является не только образование гидродинамической связи пласта со скважиной посредством перфорационных каналов, но и преодоление тех негативных последствий, которые неизбежно возникают при осуществлении вышеуказанных операций. Пути решения данной проблемы лежат в определении наиболее эффективной технологии вторичного вскрытия в конкретных геолого-промысловых условиях.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Мартынов, Богдан Алексеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Подобрана теоретически обоснованная и практически проверенная методика оценки эффективности технологий заканчивания скважин, которая, в отличие от других, позволяет учитывать вертикальную составляющую потока, совместное влияние перфорации и зоны измененной проницаемости, определять коэффициент восстановления проницаемости пласта.

2. Разработана методика выбора технологической жидкости для вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов с минимальными потерями продуктивности в сравнении с базовой технологией вскрытия.

3. Сформулированы общие рекомендации по выбору технологии заканчивания скважин: перфорацию проводить при депрессии на пласт перфораторами, обеспечивающими совершенство вскрытия при минимальном числе спусков, обязательно учитывать влияние технологии первичного вскрытия на коллек-торские свойства пласта и при необходимости изменять ее.

4. Разработана и внедрена технологическая жидкость для перфорации скважин на основе нефти, представляющая собой псевдопластичную жидкость геле-образного вида, применение которой позволяет полностью сохранить кол-лекторские свойства пласта, зафиксированные после окончания бурения.

5. Разработанная и примененная на Киняминском месторождении технология заканчивания скважин позволила снизить расходы в 1,5 раза. Экономический эффект от внедрения новой технологии заканчивания скважин на Киняминском месторождении по сравнению с базовой технологией составил -1 272 530 руб.

В заключение можно сделать следующие общие выводы.

Современные полногабаритные перфораторы в чистом пласте обеспечивают совершенство вскрытия.

Не допускается длительный контакт пластов с повышенной глинистостью и полимер-глинистых буровых растворов без добавления ингибиторов глин и ПАВ.

Высокие потенциальные возможности перфораторов максимально реализуются в следующих случаях: при специальном подборе технологий первичного и вторичного вскрытия; при глубине каналов перфорации в пласте более чем в 1,5 раза, превышающей толщину зоны со сниженной проницаемостью.

Необходимые расчеты по оценке эффективности и выбору оптимальных технологий могут быть выполнены по разработанной в ОАО "НПО "Бурение" методике с использованием компьютерной программы.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ПЕРФОРАЦИИ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

3.1. Исследования стабильности концентратов, приготовленных на основе ациклических карбоновых кислот (АКК).

С целью обеспечения вышеуказанных требований к технологическим жидкостям для вторичного вскрытия продуктивных пластов нами было разработано несколько рецептур таких систем на углеводородной основе. Для обеспечения необходимых структурно-реологических параметров разрабатываемых систем были рассмотрены различные способы образования вязких и псевдопластичных жидкостей.

Одним из возможных способов загущения углеводородных жидкостей является использование ациклических карбоновых кислот, в частности кубовых остатков. Данный продукт является отходом производства и поставляется в твердом виде в нормальных условиях (t = 20°С), при этом обладает низкой температурой плавления и хорошей способностью растворяться в углеводородах при определенных условиях. С целью снижения затрат времени и повышения технологичности процесса приготовления растворов на углеводородной основе было предложено предварительно производить растворение АКК в среде углеводородных жидкостей с требуемой концентрацией. В дальнейшем полученный продукт представлял собой вязкую жидкость темно-коричневого цвета, получившую товарное название "Универсальная технологическая жидкость VIP" (УТЖ VIP). Для определения оптимальной концентрации карбоновых кислот в углеводородах были приготовлены жидкости на основе нефти и дизельного топлива с различным содержанием АКК: 30, 50 и 70%. Время приготовления в разных случаях составило 1,2 и 3 часа.

Для определения стабильности приготовленного концентрата после отстоя в течение 1, 2, 4, 7, 14, 20 и 24 суток при температуре t = 20°С и t = -5°С произвели замер плотности концентрата вверху и внизу пробы. Результаты исследований представлены в таблице 3.1.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мартынов, Богдан Алексеевич, Краснодар

1. А.с. 1597445 СССР, МКИ Е 21 В 43/26. Состав для гидравлического разрыва пласта / Усачев П.М., Крикунов Н.В. и др.- № 4390955/23-03.- Заявл. 07.01.88; Опубл. 07.10.90, Бюл. № 37.- 3 с.

2. А.с. 956765 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/26. Загущенная жидкость и способ ее получения / Жирнов Е.И., Рагимов Д.А. (СССР). № 2860968/22-03.- Заявлено 29.12.79; Опубл. 07.09.82, Бюл. № 33-3 с.

3. Азаматов В.И. и др. Оценка качества первичного вскрытия продуктивных пластов по промысловым и геофизическим данным. -М.: ВНИИОЭНГ, 1989. (Обзор, информ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений).

4. Асмоловский B.C. Шулындин М.И. Влияние плотности перфорации на продуктивность добываемых и приемистость нагнетательных скважин. М., Недра. Нефт. Хоз-во. №12,1979.

5. Банди М. Количественная оценка условий бурения как основа оптимизации // 4-й Меж-дунар. симп. по бурению скважин в осложн. условиях, Санкт-Петербург, 8-12 июня, 1998: Тез. докл. СПб, 1998. - С. 11.

6. Буровые растворы на водной основе и химические реагенты для регулирования их свойств. Справочное пособие. Краснодар, 1979.116 стр.

7. Буровые растворы, применяемые для вскрытия пластов в ряде регионов США//ЭИ Сер.Бурение: Зарубежный опыт/ВНИИОЭНГ.- 1986.-Вып.6.- 75 с.

8. Винарский М.С., Чардымская Е.Ю. Исследование деэмульгирующей способности ПАВ для улучшения качества вскрытия нефтеносных пластов // РНТС. Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ. 1982. - Вып. 5. с. 16-17.

9. Воздвиженский Б.И., Волков С.И. Разведочное колонковое бурение. Гос-топтехиздат, 1957.

10. Вскрытие нефтегазовых пластов кумулятивными перфораторами. Состояние исследовательских работ (По зарубежным данным)./Григорян Н.Г./ Обз. инф. Развед. геофиз., «Геоинформмарк», №6,1992.

11. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств./Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Кошелев В.И., Растегаев Б.А.// Тр. ОАО "НПО'Ъурение", № 7, Краснодар, 2002. С.3-14.

12. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность // Нефтяное хоз-во. 1985. №5 с. 45-48.

13. Выжигин Г.Б. Еньков О.Н. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов путем перфорации М., ВНИИОЭНГ, РНТС, Бурение, 1979, №12.

14. Гайворонский И.Н. и др. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации: Уч. пособие /УИИ/, 1985.

15. Гайворонский И.Н., Ахмадеев Р.Г., Мордвинов А.А. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации.-Пермь. -1985.-80 с.

16. Гайворонский И.Н., Мордвинов А.А. Гидродинамическое совершенство скважин. Обзорная информация, сер.: Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-38 с.

17. Горшков Г.Ф. Технология проводки скважин в Саратовском экономическом районе. За прогрессивную технологию бурения. Саратов, ЦБТИ, 1961.

18. Готовский С.В. Условия эффективного вскрытия продуктивных горизонтов. Тезисы докл. респ. научно-техн. конф. «Повышение эффективности исследования скважин на Украине», Ивано-Франковск УССР, 1979.

19. Григорян Н.Г. Вскрытие нефтегазовых пластов стреляющими перфораторами. М., Недра. 1982.

20. Григорян Н.Г. и др. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М., Недра. 1980.

21. Гуров Ю.А. и др. /Разработка аппаратурного комплекса АКСП для оперативного контроля сверлящей перфорации в обсаженных скважинах.

22. Гусман М.Т., Мительман Б.И. О турбинном бурении скважин уменьшенных диаметров. Нефт. хоз., № 2,1957.

23. Калинин В.Ф. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин // Нефтяное хоз-во. 1986. №8 с. 8-12.

24. Качлишвили Н.З., Баскаков Н.П., Озеренко А.Ф. Бурение глубоких скважин. Гостоптехиздат, 1963.

25. Клубничкин К.Ф., Ривкин П.М. Горный журнал, № 9,1949.

26. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин. / Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Куксов А.К., Кошелев В.Н., Ба-довская В.И.// Нефтяное хозяйство №2,2000.- С. 16-22.

27. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважинах. М., Недра. 1990.

28. Кусаков М.М. Гудок Н.С. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства нефтесодержащих пород. -Нефтяное хоз-во, №6,1958.

29. Леонидова А. И., Соловьев Е. М. Об одной методике приготовления искусственного песчаника. Изв. ВУЗ, Нефть и газ. 1962 №3.

30. Мамаджанов У.Д. Динамическая фильтрация при циркуляции промывочной жидкости. -Нефтяное хоз-во, №6,1960.

31. Мамаджанов У.Д. Характер изменения водоотдачи и глинистой корки при гидродинамических условиях. -В кн.: Вопросы теории и техники бурения скважин /Тр. ВНИИБТ, 1959, вып. 2, с.67-69.

32. Методика и технология вскрытия продуктивных пластов перфораторами спускаемыми через насосно-компрессорные трубы. М., изд. НПО Союзге-офизики, 1976.

33. Методическая инструкция по вскрытию продуктивных пластов перфораторами, спускаемыми на насосно-компрессорных трубах. М., изд. НПО Союзгеофизики, 1975.

34. Мительман Б.И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении. М.: Гостоптехиздат, 1963.-253 с.

35. Мухин JI.B. Горный журнал, № 12,1950.

36. Назаров П.П. Горный журнал, № 7,1947.

37. Овнатанов Г.Т. Состояние продуктоподводящих каналов (микротрещин) при вскрытии пласта. Новости нефтяной и газовой техники. Сер. «Нефтепромысловое дело», 1961, №9, с 28-30.

38. Особенности и результаты применения гидромеханического перфоратора/Александров B.C. Лаштабега В.И. Нефт. хоз-во, №5,1994.

39. Оценка условий перфорации скважины при несбалансированном пластовом давлении. №6. ЭИ, 1991.

40. Пеньков А. И., Острягин А. И. Контроль реологических свойств буровых растворов по показателям "К" и "п". Краснодар, ОАО НПО "Бурение" Сборник научных трудов, 1998 184стр.

41. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин// ЭИ Сер.Бурение: Зарубежный опыт/ ВНИИОЭНГ.- 1985.- Вып. 12.-102 с.

42. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. -М.: Недра, 1989.-270 с.

43. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. М.: Наука, 1969.

44. Руководство к лабораторным работам по курсу "Химия жи-ров'У/Е.А.Аришева, Н.С.Арутюнян, под ред.П.И. Кудинова, КПИ, Краснодар.- 1973.- 134 стр.

45. Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние коллекторские свойства пласта. Москва, ВНИИОЭНГ, 1989. 42стр. ОИ Серия: Нефтепромысловое дело.

46. Рябоконь С.А., Ламосов М.Е. Основные принципы выбора уровня очистки технологических жидкостей на основе рассолов. Краснодар, ОАО "НПО "Бурение" Сборник научных трудов, выпуск 7, 2002 307 стр.

47. Сидоров Н.А., Серенко И.А., Сурикова О.А. Особенности заканчивания скважин в странах СЭВ. -М., 1986. ВНИИОЭНГ.

48. Смирнов А.П., Ткаченко О.В., и др. Нефтедобывающая промышленность США (технико-экономический обзор под общей редакцией А.П. Смирнова). ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.

49. Соловкин Е.Б. Гребенник О.И. Зондовая перфорация скважин. М., Недра. . Нефт. хоз-во, №8,1982.

50. Тарасевич В.И. О характеристике турбобура для бурения глубоких скважин. Нефт. хоз., № 8,1960.

51. Тарасевич В.И. Об оценке буримости горных пород по удельной энергии разрушения. Изв. МВО СССР: Сер.: "Нефть и газ", № 10,1958.

52. Техническая инструкция по прострелочно-взрывным работам в скважинах. М., Недра. 1978.

53. Федоров B.C. Научные основы режимов бурения. Гостоптехиздат, 1951.

54. Федоров B.C. Проектирование режимов бурения. Гостоптехиздат, 1958.

55. Федоров B.C., Беликов В.Г. Методы обобщения передового опыта в бурении. Гостоптехиздат, 1962.

56. Федоров B.C., Зенков Ф.Д. Азерб. нефт. хоз., № 12, 1946.

57. Фоменко И.Е. Изменение проницаемости горных пород под влиянием внешнего давления. В кн.: Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физика пласта /Тр. ТатНИИ, 1965, вып. 8, с 20-24.

58. Фридляндер Л.Я. Замахаев В. С. и др. Вскрытие пластов кумулятивными перфораторами в условиях превышения пластового давления над забойным. М., Недра. Нефт. хоз-во. №3, 1978.

59. Фридляндер Л.Я. и др. /Прострелочно-взрывная аппаратура: Справочник-М., Недра, 1990.

60. Фридляндер Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах. 2-е изд. перераб. и допол. М., Недра. 1985.

61. Харив И.Ю. и др. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов перфорацией. М., Техника и технология геол.-развед. работ; орг. пр-ва, Обзор / ВНИИ экон. минер, сырья и геол.-развед. работ. ВИЭМС / 1989.

62. Хеманта Мукерджи Производительность скважин//Руководство/Второе издание, дополненное/ Москва, 2001.

63. Шакиров А.Ф. Каротаж, испытание, перфорация и торпедирование скважин. 2-е изд. перераб. и допол. М., Недра. 1987.

64. Ширяев А. И. Определение удельного веса жидкости для заканчивания скважин. Нефтепромысловое дело. -1974. №9 стр. 18-20.

65. Якимов С.В. Маргулис А.С. Характеристики физических процессов при термогазохимическом воздействии. Нефт. хоз-во. №2,1981.

66. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М., Недра. 1979.

67. Bell W.T. Perforating underbalanced evolwing techniques//JPT - 1984. -vol. 36, №11. p. 1653 - 1662. Метод перфорации при пониженном давлении.

68. Bell W.T. Perforating underbalanced-evolving techniques// J.P.T. 1984. -vol.36,№ 11-p.1653-1662.

69. Beswick A.I. Low-cost slim-hole drilling system provers a success // Drill. Contract.-1995.-51. №4.-p. 18-21

70. Bit selection increases coiled tubing and slimhol success // Petrol. Eng. Int.— 1995.— 68, № 7,—C. 37-41.

71. BP tests offshore coiled tubing slim hole drilling // Oil and Gas J. — 1997, V. — Vol.95, № 19. — P.73.

72. Burban B. Slim hole MWD tool accurately measures downhole annular pressure //Oil and Gas J. — 1994 Feb. 14.— P. 56—58.

73. Cinco-Ley, H.,"Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589,1975.

74. Drilling Contractor. — 1996,111. — Vol. 52, № 2. — P. 48,49.

75. Hough R. Slimhole wells present tremendous economic opportunity // Petroleum Engineer Int. — 1995, VII. — Vol.67, № 7. P. 22—27.

76. Karakas, M., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18271,1988.

77. Kelly T. "Discussion of Perforation Underbalanced Evelving Techniques" (статья 6) JPT - 1985, v.37 №7 p 1065-1068 Эффективность различных методов перфорации.

78. Low-cost slim-hole drilling system provt-s a success / Beswick A. I. // Drill. Contract.— 1995.— 51, № 4.— C. 18-21.

79. Noles I. Small-capacity cement procedure reduces failure potential.// World Oil. -1996.-217,№5.-p. 53 -55/

80. Perforating Technology. Dresser Atlas, Dresser Industries, Inc. Printed in USA. 5m PEP. 11/80 5016,1981.

81. Slimhole wells challange cementing design execution. Part 2//Petroleum Engineer. Int. 1994.-vol.66.-№10.

82. Small-capacity cement procedure reduces failure potential / Noles I. // World Oil.— 1996.—217, № 5—C. 53-55.