Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение качества заканчивания скважин совершенствованием технологии вторичного вскрытия

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Повышение качества заканчивания скважин совершенствованием технологии вторичного вскрытия"

На правах рукописи

¿И'

Крапивина Татьяна Николаевна

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАЯ ИЯ СКВАЖИН СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ

Специальность 25.00.15 - "Технология бурения и освоения скважин'

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2005

Работа выполнена в ООО «ПермНИПИнефть».

Научный руководитель

доктор технических наук, старший научный сотрудник Крысин Николай Иванович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Агзамов Фарит Акрамович;

кандидат технических наук, доцент Долгах Леонид Николаевич.

Ведущая организация КАМНИИКИГС

Защита состоится 2005 года в //"Часов на заседании диссертаци-

онного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета. Автореферат разослан ^^м^ол^А 2005 года.

Учёный секретарь

диссертационного совета Ямалиев В.У.

з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В цикле строительства скважин заканчивание является одним из основных и технически сложных процессов. От качества выполнения данного этапа в разведочных скважинах во многом зависит оценка перспективности новых регионов, а в эксплуатационных - дебит нефти.

В то же время традиционно применяемая технология вторичного вскрытия на репрессии не позволяет получать потенциальные дебиты в связи с тем, что происходит загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов (ТОП) и не обеспечивается в ней снятие напряженного состояния, которое создаётся как в процессе первичного вскрытия бурением, так и в процессе разработки месторождений по причине снижения пластового давления. Кроме того, при серий-но-используемых методах вторичного вскрытия, таких как кумулятивная, пулевая перфорация и других, происходит дополнительное загрязнение ПЗП компонентами перфорационной среды и разрушение цементного камня ввиду возникновения высоких давлений, особенно при создании первых перфорационных каналов. Использование новых газодинамических методов вскрытия, отечественных и зарубежных, например перфогена вйп-СКт и их аналогов, также не решает проблемы снижения напряженного состояния ПЗП и предупреждения негативного влияния на цементное кольцо. Новые щадящие методы вторичного вскрытия, такие как сверлящая перфорация и ПенеДРИЛЛ не оказывают отрицательного влияния на крепь скважин, однако не обеспечивают снижение напряженного состояния в ПЗП. Кроме того, все рассмотренные методы вторичного вскрытия не позволяют существенно увеличить площадь фильтрации в интервале продуктивного пласта.

В связи с этим разработка технологии и технических средств, позволяющих производить вторичное вскрытие без отрицательного воздействия на крепь при одновременном снятии напряженного состояния в ПЗП, существенном увеличении площади фильтрации и проведении интенсификации притока, совмещенной по времени с подъёмом перфоратора, проведением геофизических исследований по оценке качества перЛо^й^^^^^^'пш^ужного насоса или

-I - ■ ■ г*

лифта для добычи нефти, обеспечивающих увеличение дебитов нефти, является актуальной проблемой, представляющей большое народнохозяйственное значение.

Цель работы Повышение качества заканчивания скважин совершенствованием технологии вторичного вскрытия.

Основные задачи исследований

- выбор и обоснование объектов для щелевой гидропескоструйной перфорации (ЩГПП);

- разработка жидкостей перфорации и интенсификации притока, обеспечивающих максимальное сохранение и повышение фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) на стадии вторичного вскрытия и ввода скважин в эксплуатацию;

- разработка технологии и технических средств проведения ЩГПП, позволяющих формировать щели большой площади фильтрации без применения специальных движителей и производить очистку от песка щелей, интервала перфорации, интенсификацию притока, используя гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом (ГПУПКМ);

- обоснование методов контроля местоположения и глубины щелей, образуемых при ЩГПП;

- обобщение результатов исследования влияния ЩГПП на снятие напряженного состояния ПЗП;

- совершенствование технических средств, повышающих эффективность ЩГПП и предупреждающих при этом аварийные ситуации;

- обобщение результатов испытания и промышленного применения разработанной технологии и технических средств проведения ЩГПП.

Методы исследований

1 .Теоретические исследования методов вторичного вскрытия продуктивных пластов и их влияния на ФЕС коллекторов и напряженное состояние ПЗП.

- ч

»л- »

2.Теоретические и экспериментальные исследования влияния жидкостей перфорации на коллекторе кие свойства продуктивных пластов с применением современных методов и технических средств.

3. Поиск новых технических решений, их конструктивная проработка, изготовление и промысловые испытания.

4. Промышленные испытания разработанной технологии, новых технических средств и их анализ.

Научная новизна работы

1. Обоснован выбор объектов для вскрытия ЩГПП.

2. Экспериментально показано, что применение высших спиртов в качестве жидкости интенсификации притока после ЩГПП позволяет повысить фильтра-ционно-емкостные свойства ПЗП на 6-12%.

3. Обобщены результаты исследований влияния ЩГПП на напряженное состояние ПЗП.

4. Обоснованы методы контроля местоположения и глубины щелей, образуемых при ЩГПП.

Практическая ценность

1. Разработана технология и технические средства для вскрытия продуктивных пластов ЩГПП, позволяющие формировать щели площадью фильтрации, равной 0,6-8 площадям фильтрации открытого ствола, и метод интенсификации притока, совмещенный по времени с подъемом перфоратора, проведением ГИС по оценке качества перфорации и спуском погружного насоса или лифта.

2. Разработан регламент на подготовку и проведение ЩГПП.

Основные защищаемые положения

- Результаты обоснования критериев выбора объектов для вскрытия ЩГПП.

- Результаты теоретических и экспериментальных исследований по разработке жидкостей перфорации и интенсификации притока, позволяющих сохранить и повысить фильтрационно-ёмкостные свойства ПЗП.

- Результаты обобщения исследований влияния ЩГПП на снижение напряженного состояния ПЗП.

- Результаты испытаний и промышленного внедрения технологии и технических средств.

Рабочая гипотеза

Технология, технические средства и рабочие жидкости 1ЦГПП, обеспечивающие: формирование щелей большой площади фильтрации, удаление песка из щелей и ствола скважины, снижение напряженного состояния в ПЗП, сохранение и повышение ФЕС коллекторов с совмещением по времени заключительных работ основного процесса с интенсификацией притока.

Реализация работы. Разработанная технология ЩГПП прошла испытания и применена при вскрытии продуктивных пластов на 81 скважине ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Разработан регламент по подготовке и проведению ЩГПП, утвержденный ООО «Буровая компания «Евразия- Пермь» и согласованный с Пермским межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ.

Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались: на Ученом совете и секциях ООО «ПермНИПИнефть» (2003-2005 гг.), научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин» (ООО «ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ-ПЕРМЬ», 2004г.), научно-практической конференции главных геологов ООО «БК «Евразия» (2005г.), семинарах (ООО «Белкамнефть», 2005г. и ТНК-ВР ОАО «Удмургнефть», 2005г.)

В полном объёме диссертационная работа докладывалась на Учёном совете ООО «ПермНИПИнефть», семинаре отдела бурения ООО «ПермНИПИнефть» и на заседании кафедры бурения УГНТУ.

Публикации. Основные положения и результаты диссертационной работы освещены в 11 печатных работах, в том числе в одной книге, 2-х статьях, тези-

сах 4-х докладов, 2-х патентах, одном свидетельстве на полезную модель и 1-ом регламенте.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов. Работа изложена на 156 страницах машинописного текста, в том числе содержит 29 таблиц, 30 рисунков, список литературы из 92 наименований и приложения на 6 страницах.

Автор сердечно благодарит научного руководителя доктора технических наук, академика РАЕН Крысина Николая Ивановича и выражает особую благодарность кандидату технических наук Салихову Равилю Габдуллиновичу за неоценимую помощь при выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, изложены цель и основные задачи исследований, научная новизна, результаты внедрения и реализации работы в промышленности.

В первой главе приведён обзор исследований отечественных и зарубежных учёных по влиянию первичного и вторичного вскрытия, формирования ствола скважины бурением и снижения пластового давления в процессе разработки месторождения на фильтрационно-ёмкостные свойства ПЗП.

На различных этапах развития нефтяной и газовой промышленности нашей страны в решении научно-технических проблем заканчивания и ремонта скважин большой вклад внесли Агзамов Ф.А., Александров М.М., Ангелопуло O.K., Амиян В.А., Булатов А.И., Буслаев В.Ф., Гетлин К., Городнов В.Д., Жигач К.Ф., Зозуля Г.П., Юпосов A.A., Кошелев А.Т. Крылов В.И., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р., Пеньков А.И., Потапов А.Г., Рябоконь С.А. и другие.

Вместе с тем, ряд актуальных проблем остаются нерешенными. Так, применяемые в настоящее время технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов не соответствуют получению потенциальных дебитов скважин, в связи с отрицательным воздействием на ПЗП буровых и тампонаж-ных растворов, жидкостей перфорации и глушения.

g

При вскрытии на репрессии отрицательное влияние буровых растворов на продуктивный пласт многообразно и (по данным Амияна В.А., Бабаляна Г.А., Васильева П.С., Гиматудинова Ш.К., Жигача К.Ф., Пауса К.Ф., Котяхова Ф.И., Овнатанова Г.Т., Гетлина К и других отечественных и зарубежных исследователей) сводится к набуханию глинистых минералов породы под воздействием фильтрата бурового раствора, закупорке частицами бурового раствора, осадками из фильтратов либо из самих пластовых жидкостей при явлениях флокуля-ции, снижению фазовой проницаемости для нефти при внедрении в призабой-ную зону фильтрата бурового раствора, образованию водонефтяных эмульсий и газожидкостных систем в призабойной зоне, особенностям формирования зон проникновения. Все эти процессы обусловлены взаимодействием на пласт твёрдой фазы или фильтрата бурового раствора,либо одновременным влиянием обоих факторов.

При вторичном вскрытии перфорацией действие вышеуказанных факторов усиливается за счёт высоких импульсов взрывных давлений. При таких давлениях происходит поступление компонентов бурового раствора или перфорационной среды в продуктивный пласт, а также разрушение цементного камня за эксплуатационной колонной; соответственно снижаются ФЕС коллектора и нарушается плотность контакта между эксплуатационной колонной и цементным камнем. Использование компенсаторов давления, располагаемых в 1,5 - 2,5 м от верхнего или нижнего заряда позволяло снизить импульсы давления в 2 - 2,5 раза. Однако этот метод не вышел из стадии эксперимента.

Наряду с указанным, снижение ФЕС в процессе строительства скважин также происходит в процессе формирования ствола из-за роста напряженного состояния на стенках скважин. Так, по данным Спивака А.И., Попова А.Н., Головкиной Н.М., Лехницкого С.Г., Макарова Л.В., Иванникова В.И., Васильева В.З., по мере приближения к стенкам скважины в какой-либо горизонтальной плоскости тангенциальные напряжения возрастают по абсолютной величине.

Исследованиями Дияшева Р.Н., Мусина K.M., Иктисамова В.А., Юдинцева Е.А., Пустовит В.Н., Черемсина М.А., Сонич В.П., Батурина Ю.С. Дроздова

В.А., Распопова А.В, Дёмушкина Ю.И., Сахибгарова P.C., Ященко Р.В., Добрынина В.М., Дорогницкой В.М., Мак-Кзиб Ч. и другими показано, что в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений в результате снижения пластового давления коллектора пластов, особенно в прискважинной зоне, начинают испытывать дополнительную вертикальную нагрузку, приводящую к деформации порового пространства пород. При превышении дополнительной нагрузки над максимально испытанной породой отмечается не только упругая, но и пластичная деформация пород - коллекторов.

На возможность необратимого характера деформации песчано-алевролитовьтх пород в процессе эксплуатации нефтяных и газовых залежей указывают Щелкачёв В.Н., Марморштейн J1.M., Мирчик И., Ильин В.М., Авчян Г.М. и другие исследователи. На месторождениях Азербайджана Бимагады-Чахнляр и Султене Шабабаг в результате снижения пластового давления в процессе разработки произошло снижение пористости пород пластов КС и ПК с 26,9 и 26,5 % до 23,4 и 21,6 % соответственно. Необратимая деформация коллекторов имеет место и на месторождениях Западной Сибири, которая проявляется в оседании земной поверхности. Скорость оседания земной поверхности изменяется по месторождениям в пределах от 0,7 до 6,3 мм/год. В связи с этим актуальной является разработка методов вторичного вскрытия продуктивных пластов, позволяющих наряду с предупреждением загрязнения ПЗП снижать в них напряженное состояние и интенсифицировать приток нефти.

Самой рациональной формой перфорационного канала в скважине является вертикальная щель большой протяженности, которая в отличие от точечной перфорации вскрывает все без исключения флюидопроводящие каналы продуктивного пласта. Кроме того, она способна снижать напряженное состояние ПЗП, самоочищаться от заиливания, способствуя повышению дебитов скважин и продлению срока их работы. Щелевое вскрытие продуктивного пласта производится двумя методами с помощью механического устройства, представляющего собой выдвигаемые гидравликой один или два ролика, которые при протягивании по стволу образуют щели. Для доуглубления щели используется

гидромониторная насадка. В целом, это хорошее техническое решение, но при этом недоработан вопрос должного углубления щелей с тем, чтобы достичь надёжное вскрытие продуктивного пласта, а также снижение напряженного состояния в ПЗП.

Более надёжным методом щелевого вскрытия является гидропескоструйная перфорация. Метод заключается в создании каналов фильтрации в ПЗП с использованием кинетической энергии и абразивного воздействия струи жидкости, имеющей в своём составе кварцевый песок. Высокоскоростная затопленная струя жидкости с песком, исходящая из сопел (насадок) аппарата (в дальнейшем гидроперфоратор) в направлении стенки скважины под высоким давлением, интенсивно разрушает (просверливает) в заданном интервале ПЗП металл обсадной колонны, проникает в цементное кольцо и породу, создавая канал, по которому происходит сообщение скважины с пластом. Метод щелевой гидропескоструйной перфорации разработан ВНИМИ и ВНИИокеан-геология, совершенствовался Марморштейном JI.M., Кудиновым В.И., Сучковым Б.М.и др. Однако его широкое применение сдерживалось: отсутствием рекомендаций по обоснованному выбору объектов для ЩГПП и жидкостей перфорации; сложностью и несовершенством конструкций забойных движителей, не позволяющих синхронно осуществлять прорезку щелей и перемещение перфоратора; применением перфораторов, не позволяющих очистить щели и ствол скважины в интервале перфорации от осевшего шлама и по этой причине невозможностью проведения интенсификации притока, совмещенной по времени с другими операциями; не отработанностью конструкций специального оборудования и технологии производства работ; отсутствием метода контроля качества вскрытия.

Во второй главе приведены результаты разработки технологии и жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов ЩГПП и интенсификации притока.

Формирование протяженных щелей предложено производить, используя особенности динамики поведения перфоратора в сочетании с лифтом насосно-

компрессорных труб, за счёт реализации соответствующих режимов проведения ЩГПП. В отличие от известных технологий ЩГПП рекомендовано производить без применения движителей перфоратора и центрирующих устройств. Протяженные широкие щели формируются за счёт вытяжки колонны НКТ при переходе с одного на другой режим работы, продольной и поперечной вибрации перфоратора. Щелевую гидропескоструйную перфорацию осуществляют на двух режимах при рабочих давлениях 20 и 30 МПа (для скважин глубиной до 2500 м). В процессе выполнения первого режима происходит прорезание металла обсадной колонны, цемента и на некоторую глубину породы пласта. При создании второго режима происходит удлинение НКТ, смещение перфоратора и формирование щели ниже той, что была образована при первом режиме, и одновременно углубление щели, уже созданной при первом режиме. При этом на втором режиме интенсивность прорезания щелей значительно возрастает из-за более высокой скорости истечения рабочей жидкости из насадок и уменьшения сопротивлений возвратного потока. Формируемые щели удлиняются, расширяются и углубляются за счёт продольных и поперечных колебаний перфоратора. В результате этих процессов при каждом резе, используя перфоратор с 4 насадками, можно прорезать четыре щели, длиной 200 - 300 мм, глубиной 400 - 450 мм, шириной 30 - 40 мм, расположенные под углом 90°. Это позволяет достичь значительного увеличения площади фильтрации (табл.1).

Прорезание щелевых каналов второго и последующих резов также производится на двух режимах. После чего без остановки процесса производится вымыв песка из щелей и ствола скважины.

Эффективность применения данного метода зависит от выбора объекта воздействия, который производится на основании детального изучения промы-слово-геофизических материалов. На основании теоретических исследований и обобщения практики проведения более чем на 80 скважинах дано обоснование объектов для ЩГПП. Показано, что данный метод рационально применять для вторичного вскрытия:

• поровых терригенных и карбонатных пород с низкой пористостью <7-11 % и высокой глинистостью;

• пластов с небольшой глубиной (до 0,5 м) зоны кольматации, особенно при значительном (вплоть до нулевых значений) снижении проницаемости;

• избирательно малых и расчленённых пластов при малом расстоянии их от ВНКиГНК;

• пластов, расположенных в интервалах с высокой степенью износа обсадных труб и критическим состоянием цементного камня за обсадной колонной;

• порово-трещинных коллекторов в карбонатных и терригенных породах.

Таблица 1

Зависимость соотношения площадей фильтрации щелей и открытого ство-

ла в продуктивном пласте от толщины пласта и числа резов

№ Толщина пласта, м Число резов, ед Число вертикальных продольных щелей, ед. Площадь фильтрации вертикальных продольных щелей, м2 Площадь фильтрации открытого ствола в продуктивном пласте, м2 Соотношение площадей фильтрации щелей и открытого ствола, %

Диамет] з долота 215,9 мм; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм

1 2 6 24 4,668 1,355 344,5

2 6 6 24 4,668 4,067 114,7

3 10 6 24 4,668 6,779 68,9

4 2 8 32 6,224 1,355 459,3

5 6 8 32 6,224 4,067 153,1

6 10 8 32 6,224 6,779 91,8

Диаметр долота 124 мм; диаметр эксплуатационной колонны 89 мм

1 2 6 24 4,752 0,778 610,8

2 6 6 24 4,752 2,334 203,6

3 10 6 24 4,752 3,112 152,7

4 2 8 32 6,336 0,778 814,4

5 6 8 32 6,336 2,334 271,5

6 10 8 32 6,336 3,89 162,9

Примечание. Число насадок перфоратора 4 шт., диаметр насадок 6 мм.

Экспериментально установлено, что в качестве рабочей жидкости наиболее рационально использовать полифторированный спирт-теломер п-2, флотореа-гент Т-80 или их смесь, а также пластовую воду с добавкой 1,5 % КС1 (табл. 2). Последнее обусловлено тем, что в спирт-теломере п-2 и флотореагенте Т-80 не

происходит растворение солей и набухание глин. Пластовая вода идентична по составу воде нефтяного пласта. Добавки хлорида калия способствуют повышению ингибирующих свойств пластовой воды.

В виду того, что стоимость спирта-теломера п-2 и флотореагеита Т-80 значительно превышает стоимость пластовой воды с добавкой 1,5 % KCl, а также учитывая высокий уровень сохранения ФЕС (на 97,6-98,3%) после воздействия пластовой водой с 1,5% KCl, её доступность и высокую технологичность, последнюю предложено использовать в качестве рабочей жидкости, а п-2 и Т-80 -в качестве жидкостей интенсификации притока.

Таблица 2

Влияние полифторированного спирт-теломера п-2, пластовой воды и водных

растворов солей на коэффициент восстановления проницаемости керна

№№ ПП Состав и свойства жидкостей перфорации Первоначальная проницаемость, мкм2 Коэффициент восстановления проницаемости, %

1 Спирт - теломер п-2 0,5327 0,7130 110,9 108,3

2 70% спирт - теломера п-2 + 30% Т-80 0,5230 0,7032 106,6 108,5

3 40% спирт - теломера п-2 + 60% Т-80 0,0560 0,6780 100,9 114,6

4 Пластовая вода (ПВ), р= 1180 кг/м3 0,0789 0,070 0,1197 82,4 94,3 86,8

5 Пластовая вода, р = 1180 кг/м3 + 1,5% КС1 0,1622 0,0892 97,6 98,3

Однако, в том случае, когда необходимо максимально сохранить естественные коллекторские свойства продуктивного пласта и когда требуется повышенная плотность перфорационной среды до 1300-1600 кг/м3, то в качестве рабочей жидкости рекомендуется использовать спирт-теломер п-2 или смесь его с флотореагентом Т-80.

Второй характеристикой перфорационной среды при ЩГПП является её режущая способность, которая определяется концентрацией, составом и свойствами образива. Экспериментально и промышленно показано, что в качестве режущего материала рационально использовать кварцевый песок с концентрацией 60 - 100 кг/м3. При концентрации менее 60 кг/м3 происходит замедление процесса резания и, как результат, увеличение времени: а при концентрации более 100 кг/м3 не обеспечивается устойчивая работа насосных агрегатов. Для производства 1ЦГПП предложено использовать кварцевый песок с размером зерен 0,6 - 2 мм с содержанием кварца не менее 98 %. Весьма важным показателем песка является форма зерен и влажность. Для ЩГПП должен использоваться только сухой и окатанный кварцевый песок. Кроме того, эффективность действия абразивной струи при вскрытии пласта зависит от расстояния насадки от перфорируемого объекта, абразивной твёрдости породы, перепада давления и продолжительности перфорирования. Расстояние насадки от перфорируемого объекта зависит от диаметров скважины и перфоратора и не может быть существенно изменено. Перепад давления на насадках определяется возможностями насосных агрегатов АН-700 или СИН-31, которые могут длительное время работать при рабочих давлениях не более 30 МПа. Поэтому единственным показателем, на который теоретически возможно воздействовать, это - продолжительность перфорирования. Однако этот фактор также имеет ограничения.

Так, промышленными экспериментами показано, что щели глубиной 400 мм образуются при продолжительности реза 0,75 ч, в том числе: первого режима (рабочее давление 20 МПа) - 0,42 ч и второго режима (рабочее давление 30 МПа) -0,33 ч. Увеличение против указанной продолжительности реза не приводит к существенному углублению щели. Для определения местоположения глубин и создаваемых полостей предложено использовать метод, основанный на эффекте затухания волнового сигнала при его прохождении в околоствольном пространстве через зону нарушений сплошности (однородности) пород. Затухание тем сильнее, чем больше объем перфорационных полостей. Регистра-

ция волновых сигналов до и после перфорации и сравнение вышеуказанных параметров дает возможность оценить глубину и объемистость полостей.

Применение для проведения 1ЦГПП гидроперфоратора с управляемым с поверхности клапанным механизмом (ГПУПКМ) дало возможность создать технологию, позволяющую по завершению прорезания щелей в последнем интервале перфорации произвести очистку щелей и ствола скважины в интервале перфорации и ниже него от осевшего песка. Перед подъёмом перфоратора из скважины в интервал перфорации и выше него на 50 - 100 м закачать жидкость интенсификации притока (Т-80 или п-2), которая в процессе взаимодействия с продуктивным пластом, осушает его или отмывает от продуктов кольматации. В результате воздействия высшими спиртами происходит повышение коллек-торских свойств продуктивного пласта на 6 - 14 %.

Таким образом, в процессе подъёма перфоратора, проведения геофизических исследований и спуска лифта для насосной или фонтанной добычи нефти осуществляется обработка пласта в течение 48 - 72 часов.

Обобщены данные исследований по напряженному состоянию трещинного коллектора после кумулятивной и гидропескоструйной перфорации. Показано, что в случае обычной кумулятивной перфорации возможно возникновение зон разрушения по системам трещин. Однако возникающие зоны разрушения при кумулятивной перфорации имеют небольшую величину, сопоставимую с радиусом скважины. Существенно иной характер разрушения трещинного коллектора наблюдается при ЩГПП. Небольшие зоны разрушения, приуроченные к концам щелей, начинают возникать при депрессии 5 МПа. При депрессии 6 -7 МПа зоны разрушения соединяются, образуя кольцевые зоны. При увеличении депрессии зоны разрушения ещё более увеличиваются, достигая максимальных размеров при депрессии 10 МПа. При дальнейшем увеличении депрессии увеличение зон разрушения не происходит. Созданные щели порождают большие величины касательных напряжений и снимают нормальные напряжения с поверхности щели, создавая условия для разрушения коллектора в ПЗП. По данным Кашникова Ю.А. образование кольцевой зоны разрушенных

пород, соединяющей концы щели, является важным геомеханическим фактором, исключительно способствующим повышению продуктивности скважины, так как данные зоны по своей сути являются зонами сильно развитой трещино-ватости. Благодаря этим зонам, эффективный радиус скважины фактически увеличивается на размер щели. При отсутствии таких зон созданные щели также весьма положительно влияют на продуктивность скважины за счёт создания новых поверхностей фильтрации. Возникновение кольцевых зон разрушения зависит от депрессии и от величины сцепления по системам трещин. Естественно, что чем слабее породы, тем меньшая депрессия требуется для возникновения кольцевых зон разрушения. Таким образом, проведя ЩПТП и выдержав определенное время необходимую депрессию, можно добиться возникновения кольцевых зон разрушения, способствующих устойчивому росту дебита скважин.

В третьей главе приведены результаты разработай и совершенствования оборудования для проведения ЩГПП.

Высокоинтенсивные параметры процесса предполагают использование только хорошо подготовленного оборудования, с достаточным запасом прочности, высокой абразивоустойчивостью и безопасного использования. Наиболее ответственным аппаратом является гидропескоструйный перфоратор (111). В то же время применяемые перфораторы не позволяли после выполнения последнего реза удалять осевший песок из щелей, ствола скважины в интервале перфорации и ниже него. Последнее обусловлено их конструкцией, предусматривающей перед вымывом песка удаление рабочего шара. Однако удаление последнего возможно только после очистки всего объёма рабочей жидкости от песка, так как на период переключения на обратную промывку необходимо остановить циркуляцию через скважину. При наличии песка в рабочей жидкости остановка приведёт к оседанию и прихвату инструмента. Кроме того, при этом происходит сильное уплотнение песка из-за его осаждения при повышенном избыточном давлении (20 - 30 МПа). Для разрушения и вымыва песка ранее использовали забойные двигатели, что приводило к дополнительным затратам

времени. Наряду с указанным, применение серийных ГП не позволяло при необходимости вернуться на ранее выполненный рез. С целью исключения этого недостатка серийных ГП, предложено использовать ГПУПКМ.

Отличительной особенностью этого перфоратора является наличие в нём встроенного клапанного механизма, позволяющего управлять с поверхности открытием центрального промывочного канала, оборудованного на выходе насадками с одновременным закрытием перфорационных отверстий, и тем самым обеспечить эффективный размыв песка (рис.1).

Рис. 1. Гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности

клапанным механизмом (ГПУПКМ):

1 - корпус; 2 - насадка; 3 - запорное гнездо; 4 - запорный элемент (конус); 5 - фигурный патрубок-хвостовик; 6 - подвижная втулка-клапан; 7 - стержень; 8 - подвижная втулка-стакан; 9 - наружный опорный диск; 10 - кольцевая проточка; а - радиальные каналы в подвижной втулке 6; б - наклонно направленные каналы в подвижной втулке-стакане 8

Работает ГПУПКМ следующим образом. Так как запорный элемент с помощью пружины прижат к гнезду 3, то клапан, при спуске перфоратора в скважину и при проведении ЩГПП, закрыт, а гидромониторные насадки 2 открыты. Заполнение колонны НКТ при их спуске проходит через насадки. В случае их

загрязнения и значительном превышении давления столба рабочей жидкости перфорации в затрубном пространстве над трубным, разрушения колонны труб не произойдёт, так как откроется запорный элемент и давление выравняется. После окончания последнего реза немедленно без остановки циркуляции рабочей жидкости приступают к очистке ствола скважины в интервале перфорации и ниже него от осевшего песка. Для чего переключают выход рабочей жидкости из скважины на средства очистки или отстойную ёмкость. Очищенная от песка рабочая жидкость двумя ЦА-320 или АНЦ-400 подаётся на УСП-50, а последним - на насосные агрегаты высокого давления (АН-700 или СИН-31). После переключения и достижения устойчивой работы насосных агрегатов осуществляют дискретную подачу лифта на забой с амплитудой 0,25 - 0,35 м до упора опорного диска в песчаную пробку, при этом по индикатору потеря веса составляет 0,5 - 2 т.

В результате создания нагрузки подпружиненная втулка - стакан 8 вместе со стержнем 7, запорным элементом 4 и подвижной втулкой - клапаном 6 перемещаются вверх, открывая проход для рабочей жидкости через гнездо клапана 3 и перекрывая каналы гидромониторных насадок 2.

Подаваемая под давлением промывочная жидкость из колонны НКТ проходит через радиальные каналы «а» в подвижной втулке 6, через кольцевую проточку 10, через полость патрубка хвостовика 5 и поступает в наклонно направленные каналы «б» подвижной втулки-стакана 8, по выходу из которых напорными струями с гидромониторным эффектом производит размыв песчаной пробки и вынос размытого песка из скважины. Размыв песка фиксируется по индикатору восстановлением веса. Дискретную подачу повторяют до полного размыва песка в скважине.

Широким промышленным экспериментом (более чем на 30 скважинах) показано, что применение ГПУПКМ позволяет снизить трудоёмкость и сократить объём заключительных работ после проведения ЩГПП и сразу после окончания вымыва песка позволяет разместить в интервале перфорации жидкость интенсификации притока.

Важным моментом при проведении ЩГПП является исключение забивания насадок перфоратора, так как это ведёт к тяжелым авариям с порывом колонны труб и последующим её прихватом осевшим песком. Для исключения вышеуказанного была предложена система специальных фильтров. В технологической обвязке оборудования при проведении ЩГПП используют три фильтра: высокого, низкого давлений и трубный, устанавливаемые соответственно на нагнетательных линиях высокого и низкого давлений - обратной линии от затрубного до УСП-50 и между первой и второй НКТ сверху.

Сравнение технических характеристик основного и предлагаемого вариантов фильтра высокого давления приведено в табл. 3.

Таблица 3

Сравнение технических характеристик ранее использованного и предлагаемого вариантов фильтра высокого давления

№ Показатели Основной вариант Улучшенный вариант

1 Рабочее давление, МПа 40 40

2 Максимально допустимое рабочее давление, МПа 45 45

3 Размер частиц, улавливаемых фильтром, мм 4 и более 3 и более

4 Объем рабочей камеры, л 2,0 3,6

5 Число рабочих отверстий фильтра, шт. 540, <1=4 мм юоо, а=змм

6 Диаметр наружный, мм 106 106

7 Длина, мм 1000 1350

В конструктивном исполнении фильтр низкого давления отличается только формой отверстий фильтровой трубы, в которой вместо круглых выполнено 30 продольных щелей размером 3 х 100 мм. Трубный фильтр конструктивно аналогичен фильтру низкого давления. Отличием является то, что в нём нет корпуса. Корпусом служит НКТ, в которую он вставляется, а фильтровая часть, содержащая 8 прорезей размером 3 х 100 м, приварена точечной сваркой к стакану.

Обобщением промысловых данных износа быстроизнашивающихся деталей при выполнении ЩГПП на 81 скважине определен их среднестатистиче-

ский ресурс и рекомендован перечень объёмов ремонтных работ специальных агрегатов.

В четвёртой главе приведены результаты испытаний и промышленного применения технологии, рабочих жидкостей и технических средств при вторичном вскрытии продуктивных пластов Щп 111. ЩГПГТ испытывалась и про-мышленно применялась на Уньвинском, Сибирском, Ярино-Каменноложском, Андреевском, Чашкинском, Юрчукском, Ульяновском и других месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 102, 146 и 168 мм. В качестве рабочей жидкости использовалась пластовая вода с добавкой 1,5 % KCl. Перфорация производилась ГПУПКМ. В качестве рабочих лифтов использовались НКТ диаметром 60, 73 м 89 мм марки «К» или « N-80» соответственно в эксплуатационных колоннах 102, 146 и 168 мм. При вскрытии дополнительных стволов использовались комбинированные колонны НКТ 60 и 73 мм или 60 и 89 мм.

Работы по вторичному вскрытию продуктивных пластов ЩГПП проводились как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах. Всего с 1998 по 2002 г.г. проведена 81 операция. По результатам испытаний и промышленного внедрения разработан «Технологический регламент на подготовку и проведение ЩГПП». Практикой промышленного применения показана высокая эффективность применения ЩГПП для вторичного вскрытия продуктивных пластов на добывающих и нагнетательных скважинах (табл. 4). Дополнительная добыча нефти за счёт вскрытия продуктивных пластов ЩГПП на 81 скважине составила 370 000 т. Использовав перфоратор с управлением с поверхности клапанным устройством, удалось снизить стоимость выполнения операций за счёт исключения работ, связанных с удалением песка из щелей интервала перфорации и ниже него до забоя. Экономический эффект только за счёт исключения этой операции по разбуриванию и вымыву песка на 37 скважинах составил свыше 4 млн руб.

Таблица 4

Данные об эффективности Щи 111 при вторичном вскрытии продуктивных пластов в добывающих скважинах

№№ СКВ. Месторождение Продуктивный горизонт Дебит, т/сут, приёмистость м3/сут Дополнительная добыча нефти за счет проведения ЩГПП, тн

до ЩГПП после ЩГПП

1 2 4 5 6 7

757 Юрчукское кожинский 5 11,57 1950

305 Уньвинское кожинский 0,2 8,14 705

306 Уньвинское кожинский 0,1 5,1 430

971 Ножовское турнейский 0,1 3,3 449

116 Уньвинское кожинский 0,1 4,5 452

36 Уньвинское кожинский 0,2 7 302

29 Юрчукское кожинский 2 21,6 3757

212 Юрчукское кожинский 1 22,1 2144

16 Юрчукское кожинский 0,2 11,23 1021

745 Юрчукское кожинский 0,1 3,2 1293

160 Чашкинское кожинский 2,0 3,79 244

176 Чашкинское кожинский 2,1 5,17 206

6 Касибское кожинский 0,1 5 713

361 Уньвинское кожинский 2,4 12 45

525 Сибирское кожинский 0,2 4,6 69

574 Сибирское яснополянский 120 138 5312

601 Сибирское яснополянский 0,1 120 1382,5

726 Ножовское гурнейский 0,3 90 342

756 Юрчукское яснополянский 0,1 39 1546

110 Сибирское яснополянский 2 85,5 63

Основные выводы и рекомендация

f 1. Обзор отечественных и зарубежных исследований в области вторичного

вскрытия показал, что существующие методы, за исключением метода ЩГПП, не обеспечивают снятие напряженного состояния в призабойной зоне продуктивных пластов и сохранение целостности цементного камня, что в итоге отрицательно сказывается на дебитах нефти добывающих, приёмистости нагнетательных скважин и их быстром обводнении.

2. Данный метод рационально использовать для вскрытия:

• Поровых терригенных и карбонатных коллекторов с низкой пористостью < 7 - 11 % и высокой глинистостью;

• Пластов с небольшой до 0,5 м зоны кольматации, особенно при значительном (вплоть до нулевых значений) снижении проницаемости;

• Избирательно малых и расчленённых пластов при малом расстоянии от ВПК и ГНК;

• Пластов, расположенных в интервалах с высокой степенью износа обсадных труб и критическом состоянии цементного камня за обсадной колонной;

• Порово-трещинных карбонатных и терригенных коллекторов.

3. Особенности перемещения продольных и поперечных колебаний лифта НКТ с перфоратором в зависимости от режимов работы насосных агрегатов явились основой обоснования принципов совершенствования ЩГПП, позволяющей без применения забойных движителей на каждом резе формировать протяженные глубокие щели (длиной 0,25, глубиной 0,4 и шириной 0,04 м) и в результате достичь увеличения площади фильтрации до 89,2-814,4 % от площади открытого ствола скважины.

4. Определены требования к техническим средствам, разработана, изготовлена и испытана конструкция ГПУПКМ и усовершенствован комплекс оборудования, используемого при подготовке и проведении ЩГПП, что позволило ускорить выполнение операции, повысить его технологичность, экономическую и промышленную безопасность.

5. Используя ГПУПКМ, обеспечивающий по окончании последнего реза вымыв песка из щелей и интервала перфорации, разработан метод интенсификации притока, позволяющий совместить его по времени с подъёмом перфоратора, проведением геофизических исследований и внедрением погружного насоса или лифта для добычи нефти.

б.Экспериментально показано, что в качестве жидкостей рабочей ЩГПП и интенсификации притока рационально использовать высшие спирты - смесь высших диоксановых спиртов Т-80 или 1,1,5 тригидрооктафторпентанол -

спирт-теломер п-2, позволяющих повысить ФЕС коллекторов на 6-14%. Экспериментально показано и практикой промышленного применения подтверждено, что в качестве рабочей жидкости ЩГПП технологически и экологически целесообразно применять пластовую воду с 1,5% KCl.

7. Предложен способ определения местоположения, числа и размеров полостей в околоскважинном пространстве, включающий запись приборами ВАК, ЭМДСТ-МП, САТ-2 и геовизором.

8. На основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований показано, что в результате проведения ЩГПП в призабойной зоне продуктивных пластов происходит снижение нормальных и увеличение касательных напряжений, создавая тем самым условия для образования кольцевых зон разрушения коллектора, что является важным геомеханическим фактором, исключительно способствующим повышению продуктивности скважин.

9. Разработанная технология, технические средства и рабочая жидкость ЩГПП успешно прошли испытания и промышленно применены более чем на 80 скважинах и позволили в течение 1999 - 2002 гг. получить дополнительную добычу нефти в количестве 370000 т. при одновременном снижении затрат на её проведение. Экономический эффект только от снижения затрат времени на удаление песчаных пробок после ЩГПП на 37 скважинах составил 4006111 руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1 А. с. на полезную модель RU 10768 Е 21 В 17/00. Устройство для опрес-совки колонны труб в скважине / Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин, С.В. Ма-тяшов, М.Р. Мавлютов и др.- опубл. 16.08.1999, Бюл. №8.

2 Пат. RU 2152511/С1/ Е 21 В 43/11, 43/26. Способ вскрытия продуктивного пласта в обсаженной колонне /Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин, С.В. Матя-шов, В.А. Юргенсон и др.- опубл. 10.07.2000, Бюл. №19.

3 Пат. RU 2178071/С1/ Е 21 В 43/26, 43/114. Способ гидравлического разрыва пласта обсаженной колонны и устройство для его осуществления /М.Р. Мавлютов, Н.И. Крысин,Т.Н. Крапивина, С.В. Матяшов, и др.- опубл.

2006-4

24 -

10.01.2002, Бюл. №1. ¿г л ^ ^ с* >

18654

№ £ I У £

4 Крапивина Т.Н., Крысин Н.И., Соболева Т.Н., Кириченко В.Л. Основные направления повышения качества заканчивания скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2002,- №8.-С. 121-123.

5 Крапивина Т.Н., Крысин Н.И., Соболева Т.И. и др. Регламенты по технологии реконструкции скважин Карашурского ПХГ.- Пермь, 2003.- С.40

6 Крапивина Т.Н.Основные направления повышения качества вторичного вскрытия продуктивных пластов /Т.Н. Крапивина, Р.Г. Салихов, Н.И. Крысин и др., Передовые технологии строительства и ремонта скважин ООО «Лукойл-Бурение-Пермь»: сб. тез. I науч.-практ. конф.- СПб.: Недра, 2005.-С. 44-48

7 Крапивина Т.Н. Вторичное вскрытие продуктивных пластов щелевой гидропескоструйной перфорацией /Т.Н. Крапивина, Р.Г. Салихов, Н.И. Крысин и др., Передовые технологии строительства и ремонта скважин ООО «Лукойл-Бурение-Пермь»: сб. тез. I науч.-практ. конф,- СПб.: Недра, 2005,-С. 39-44

8 Крапивина Т.Н. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации при вторичном вскрытии продуктивных пластов /Т.Н. Крапивина, Р.Г. Салихов, Н.И. Крысин, Т.И. Соболева: сбор. труд. РАЕН.- М.: 2005.- С.32-36.

9 Крапивина Т.Н., Жуланов И.Н. Современная технология контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации // Строительство нефтяных и газовых скважин. - 2005.- №7.- С.38-42.

10 Салихов Р.Г., Крапивина Т.Н., Крысин Н.И. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации при вторичном вскрытии продуктивных пластов.- СПб.: Недра, 2005.- С. 179.

11. Крапивина Т.Н., Крысин Н.И. Метод снятия напряженного состояния в призабойной зоне продуктивного пласта и средства его реализации: тез. докл. к IV межрегион, слету геологической службы ООО «БК «Евразия». -Пермь, 2005.- С.133-143.

Подписано в печать 1511.2005. Бумага офсетная Формат 60x84 1/16. Печать трафаретная. Усп-леч л 1,0 Уч-изд л.0,9. Тираж 90 экэ Заказ 16 Типография ОЮЕТМ г Уфа, Проспект Октября, 133

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Крапивина, Татьяна Николаевна

Введение.

1 Обзор отечественных и зарубежных исследований по разработке и совершенствованию технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов.

1.1 Факторы оказывающие отрицательное влияние на фильтрационные свойства продуктивных пластов.

1.2 Анализ современного состояния вторичного вскрытия продуктивных пластов.

1.2.1 Механическая щелевая перфорация.

1.2.2 Перфорационные жидкости.

2 Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов щелевой гидропескоструйной перфорацией с одновременной интенсификацией притока.

2.1 Состояние проблемы.

2.2 Разработка метода щелевой разгрузки призабойной зоны продуктивного пласта.

2.3 Обоснование выбора объектов для вскрытия щелевой гидропескоструйной перфорацией.

2.4 Разработка состава рабочей жидкости для проведения ЩГПП.

2.5 Определение рациональной продолжительности выполнения щелей при щелевой гидропескоструйной перфорации.

2.6 Акустический способ определения параметров объемных полостей в околоскважинном пространстве.

2.7 Разработка технологии интенсификации притока с одновременным подъёмом перфоратора и спуском оборудования для добычи нефти.

2.8 Расчёт параметров щелевой гидропескоструйной перфорации.

2.8.1 Расчёт темпа закачки жидкости.

2.8.2 Определение объёма жидкости для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации.

4 2.8.3 Определение расхода песка на проведение щелевой гидропескоструйной перфорации.

2.8.4 Расчёт потребного числа насосных агрегатов.

2.8.5 Определение гидравлических потерь и рабочего давления на устье.

2.8.6 Выбор и расчёт колонны рабочих труб.

2.9 Изменение напряженного состояния горных пород призабойной зоны продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия бурением и вторичного - щелевой гидропескоструйной перфорацией. ^

2.9.1 Напряженное состояние горных пород в условиях естественного залегания.

2.9.2 Факторы, влияющие на изменение напряженного состояния горных пород после первичного вскрытия их скважиной.

2.9.3 Изменение напряженного состояния продуктивного пласта при щелевой гидропескоструйной перфорации.

2.10 Выводы.

3 Разработка и совершенствование оборудования для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации.

3.1 Скважинное и приустьевое оборудование.

3.1.1 Серийные гидропескоструйные перфораторы.

3.1.2 Гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом.

3.1.3 Опрессовочный узел.

3.1.4 Требования к колонне НКТ.

3.1.5 Устройство для улавливания шара.

3.1.6 Пробоотборник.

3.1.7 Устройство для герметизации устья скважины.

3.2 Наземное специальное оборудование для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации.

3.2.1 Фильтры для контроля посторонних примесей в рабочей жидкости.

3.2.2 Средства очистки рабочей жидкости от песка.

3.2.3 Специализированные насосные агрегаты для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации.

3.2.4 Пескосмесительная установка.

3.2.5 Блок манифольда.

3.2.6 Некоторые проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации специализированных агрегатов при щелевой гидропескоструйной перфорации.

3.3 Выводы.

4 Результаты испытаний и промышленного применения технологии и технических средств при вторичном вскрытии продуктивных пластов щелевой гидропескоструйной перфорацией.

4.1 Объекты испытания и внедрения.

4.2 Состав работ по подготовке и проведению щелевой гидропескоструйной перфорации.

4.3 Подготовительные работы, выполняемые до проведения ЩГПП.

4.4 Основные подготовительные работы.

4.4.1 Подготовка спецагрегатов.

4.4.2 Подготовка наземного и скважинного оборудования.

4.4.3 Подготовка и спуск насосно-компрессорных труб.

4.4.4 Привязка гидроперфоратора к интервалу щелевого вскрытия.

4.4.5 Опрессовка (гидроиспытание) насосно-компрессорных труб.

4.4.6 Подготовка устьевой арматуры.

4.4.7 Приготовление рабочей жидкости, абразивного материала.

4.4.8 Время проведения щелевой гидропескоструйной перфорации.

4.4.9 Заключительные работы по подготовке к проведению щелевой гидропескоструйной перфорации.

4.4.10 Технология проведения щелевой гидропескоструйной перфорации -процесс создания щелей.

4.4.11 Схемы проведения промывок с целью очистки скважины от абразивного материала.

4.5 Результаты испытаний и промышленного внедрения щелевой гидропескоструйной перфорации для вскрытия продуктивных пластов.

4.5.1 Результаты испытания и промышленного внедрения способа контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации.

4.5.2 Влияние щелевой гидропескоструйной перфорации на продуктивность нефтяных и приёмистость нагнетательных скважин.

4.5.3 Эффективность щелевой гидропескоструйной перфорации

4.6 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение качества заканчивания скважин совершенствованием технологии вторичного вскрытия"

В цикле строительства скважин заканчивание является одним из основных и технически сложных процессов. От качества выполнения данного этапа в разведочных скважинах во многом зависит оценка перспективности новых регионов, а в эксплуатационных - дебит нефти.

В то же время, традиционно применяемая технология вторичного вскрытия на репрессии, не позволяет получать потенциальные дебиты в связи с тем, что происходит загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов (ПЗП) и не обеспечивается в ней снятие напряженного состояния, которое создаётся как в процессе первичного вскрытия бурением, так и в процессе разработки месторождений по причине снижения пластового давления. Кроме того, при серийно-используемых методах вторичного вскрытия таких как кумулятивная, пулевая перфорация и других происходит дополнительное загрязнение ПЗП компонентами перфорационной среды и разрушение цементного камня в виду возникновения высоких давлений, особенно при создании первых перфорационных каналов. Использование новых газодинамических методов вскрытия отечественных и зарубежных, например перфогена Stim-Gun и их аналогов, также не решает проблемы снижения напряженного состояния ПЗП и предупреждения негативного влияния на цементное кольцо. Новые щадящие методы вторичного вскрытия, такие как сверлящая перфорация и ПенеДРИЛЛ не оказывая отрицательного влияния на крепь скважин, однако не обеспечивают снижение напряженного состояния в ПЗП. Кроме того, все рассмотренные методы вторичного вскрытия не позволяют существенно увеличить площадь фильтрации в интервале продуктивного пласта.

В связи с этим, разработка технологии и технических средств, позволяющих производить вторичное вскрытие без отрицательного воздействия на крепь при одновременном снятии напряженного состояния в ПЗП, существенном увеличении площади фильтрации и проведении интенсификации притока, совмещенной по времени с подъёмом перфоратора, проведением геофизических исследований по оценке качества перфорации и спуском погружного насоса или лифта для добычи нефти, обеспечивающих увеличение дебитов нефти, является актуальной проблемой, представляющей большое народнохозяйственное значение.

В связи с изложенным целью настоящей работы является повышение качества заканчивания скважин совершенствованием технологии вторичного вскрытия.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи исследования: выбор и обоснование объектов для щелевой гидропескоструйной перфорации (ЩГПП);

- разработка жидкостей перфорации и интенсификации притока, обеспечивающих максимальное сохранение и повышение фильтрационномкостных свойств (ФЕС) на стадии вторичного вскрытия и ввода скважин в эксплуатацию;

- разработка технологии и технических средств проведения ЩГПП, позволяющих формировать щели большой площади фильтрации без применения специальных движителей и производить очистку от песка щелей и интервала перфорации, используя перфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом (ГТУТЖМ);

- обоснование методов контроля местоположения и глубины щелей, образуемых при ЩГПП;

- обобщение результатов исследования влияния ЩГПП на снятие напряженного состояния ПЗП; совершенствование технических средств, предупреждающих аварийные ситуации при ЩГПП;

- обобщение результатов испытания и промышленного применения разработанной технологии и технических средств проведения ЩГПП.

Поставленные задачи решены выполненными аналитическими, экспериментальными, лабораторными и промысловыми исследованиями.

Научная новизна выполненной работы.

1. Обоснованы критерии выбора объектов для вскрытия ЩГПП.

2. Экспериментально показано, что применение высших спиртов в качестве жидкости интенсификации притока после ЩГПП позволяет повысить фильтрационно-емкостные свойства ПЗП на 6-12%.

3. Обобщены результаты исследований влияния ЩГПП на напряженное состояние ПЗП.

4. Обоснованы методы контроля местоположения и глубины щелей, образуемых при ЩГПП.

Основные защищаемые положения.

- Результаты обоснования критериев выбора объектов для вскрытия ЩГПП.

- Результаты теоретических и экспериментальных исследований по разработке жидкостей перфорации и интенсификации притока, позволяющих сохранить и повысить фильтрационно-ёмкостные свойства ПЗП.

- Результаты обобщения исследований влияние ЩГПП на снижение напряженного состояния ПЗП.

- Результаты испытаний и промышленного внедрения технологии и технических средств.

Рабочая гипотеза.

Технология, технические средства и рабочие жидкости ЩГПП обеспечивающие: формирование щелей большой площади фильтрации, удаление песка из щелей и ствола скважины, снижение напряженного состояния в ПЗП, сохранение и повышение ФЕС коллекторов с совмещением по времени заключительных работ основного процесса с интенсификацией притока

Практическая ценность

1. Разработана технология и технические средства для вскрытия продуктивных пластов ЩГПП, позволяющие сформировать щели площадью фильтрации равной 0,6-8 площадям фильтрации открытого ствола и метод интенсификации притока, совмещенный по времени с подъемом перфоратора, проведением ГИС по оценке качества перфорации и спуском погружного насоса или лифта.

2. Разработан регламент на подготовку и проведение ЩГПП.

Реализация работы. Разработанная технология ЩГПП прошла испытания и применена при вскрытии продуктивных пластов на 81 скважине ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Разработан регламент по подготовке и проведению ЩГПП, утвержденный ООО «Буровая компания «Евразия- Пермь» и согласованный с Пермским межрегиональным Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ.

Апробация работы Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались: на Ученом совете и секциях ООО «ПермНИПИнефть» (2003-2005 гг.), научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин» (ООО «ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ-ПЕРМЬ», 2004г.), научно-практической конференции главных геологов ООО «БК «Евразия» (2005г.), семинарах (ООО «Белкамнефть», 2005г. и ТНК-BP ОАО «Удмуртнефть», 2005г.)

В полном объёме диссертационная работа докладывалась на Учёном совете ООО «ПермНИПИнефть», семинаре отдела бурения ООО «ПермНИПИнефть» и на заседании кафедры бурения УГНТУ.

Публикации. Основные положения и результаты диссертационной работы освещены в 11 печатных работах, в том числе в одной книге, 2-х статьях, тезисах 4-х докладов, 2-х патентах, одном свидетельстве на полезную модель и 1-ом регламенте.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов. Работа изложена на 155 страницах машинописного текста, в том числе содержит 29 таблиц, 30 рисунков, список литературы из 92 наименований и приложения на 4 страницах.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Крапивина, Татьяна Николаевна

5. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обзор отечественных и зарубежных исследований в области вторичного вскрытия показал, что существующие методы, за исключением метода ЩГПП, не обеспечивают снятие напряженного состояния в призабойной зоне продуктивных пластов и сохранение целостности цементного камня, что в итоге отрицательно сказывается на дебитах нефти добывающих, приёмистости нагнетательных скважин и их быстром обводнении.

2. Данный метод рационально использовать для вскрытия:

• Поровых терригенных и карбонатных коллекторов с низкой пористостью < 7 - 11 % и высокой глинистостью;

• Пластов с небольшой до 0,5 м зоны кольматации, особенно при значительном (вплоть до нулевых значений) снижении проницаемости;

• Избирательно малых и расчленённых пластов при малом расстоянии от ВНК и ГНК;

• Пластов, расположенных в интервалах с высокой степенью износа обсадных труб и критическом состоянии цементного камня за обсадной колонной;

• Порово-трещинных карбонатных и терригенных коллекторов.

3. Особенности перемещения, продольных и поперечных колебаний лифта НКТ с перфоратором в зависимости от режимов работы насосных агрегатов явились основой обоснования принципов совершенствования ЩГПП, позволяющей без применения забойных движителей на каждом резе формировать протяженные глубокие щели (длиной 0,25, глубиной 0,4 и шириной 0,04 м) и в результате достичь увеличения площади фильтрации до 89,2-814,4 % от площади открытого ствола скважины.

4. Определены требования, разработана, изготовлена и испытана конструкция гидроперфоратора с управляемым с поверхности клапанным механизмом и усовершенствован комплекс оборудования, используемого при подготовке и проведении ЩГПП, позволяющие ускорить выполнение операции, повысить его технологичность, экономическую и промышленную безопасность.

5. Используя гидроперфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом обеспечивающий по окончании последнего реза вымыв песка из щелей и интервала перфорации, разработан метод интенсификации притока, позволяющий совместить его по времени с подъёмом перфоратора, проведением геофизических исследований и внедрением погружного насоса или лифта для добычи нефти. б.Экспериментально показано, что в качестве жидкостей рабочей ЩГПП и интенсификации притока рационально использовать высшие спирты - смесь высших диоксановых спиртов Т-80 или 1,1,5 тригидрооктафторпентанол - спирт-теломер п-2, позволяющих повысить фильтационно-емкостные свойства коллекторов на 6-14%. Экспериментально показано и практикой промышленного применения подтверждено, что в качестве рабочей жидкости ЩГПП технологически и экологически целесообразно применять пластовую воду с 1,5% КС1.

7. Предложен способ определения местоположения, числа и размеров полостей в околоскважинном пространстве, включающий запись приборами ВАК, ЭМДСТ-МП, САТ-2 и геовизором.

8. На основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований показано, что в результате проведения ЩГПП в призабойной зоне продуктивных пластов происходит снижение нормальных и увеличение касательных напряжений, создавая тем самым условия для образования кольцевых зон разрушения коллектора, что является важным геомеханическим фактором, исключительно способствующим повышению продуктивности скважин.

9. Разработанная технология, технические средства и рабочая жидкость ЩГПП успешно прошли испытания и промышленно применены более чем на 80 скважинах и позволили в течение 1999 - 2002 г.г. получить дополнительную добычу нефти в количестве 370000 тн. при одновременном снижении затрат на её проведение. Экономический эффект только от снижения затрат времени на удаление песчаных пробок после ЩГПП на 37 скважинах составил 4006111 руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Крапивина, Татьяна Николаевна, Уфа

1. Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов разработкой и совершенствованием технологии заканчивания скважин на депрессии. Дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук - Пермь, 2004. - 188 с.

2. Амиян В. А., Амиян А. В., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980. - 375 с.

3. Бабалян Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-200 с.

4. Технология поинтервального гидравлического разрыва пласта / П. С. Васильев, А. Д. Голиков, Н. С. Горохов и др. М.: Недра, 1964.- 131 с.

5. Гиматудинов Ш. К. Исследование зависимости нефтеотдачи неоднородных пористых сред от капиллярных свойств пластовых систем и условий вытеснения нефти водой. Дис. канд. техн. наук -М.: 1964.- 192 с.

6. Жигач К. Ф., Паус К. Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. Нефтяное хозяйство, 1957, №11, с 11-13.

7. Котяхов Ф. И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта.- М.: Гостоптехиздат, 1949. 72 с.

8. Овнатанов Г. Т. Вскрытие и обработка пластов. М.: Недра, 1970. -309 с.

9. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Гостоптехиздат, 1963.-519 с.

10. Некоторые вопросы применения калиевых буровых растворов / Мавлютов М. Р., Ягафаров Р. Г., Крысин Н. И. и др. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1978, вып. 39, с 32 - 34.

11. К выбору катионного состава промывочных жидкостей при бурении в глинистых отложениях / Мавлютов М. Р., Ягафаров Р. Г., Крысин Н. И. и др. Нефть и газ, 1978, №11, с 25 - 28.

12. Применение безглинистых полимерсолевых буровых растворов / Н. И. Крысин, А. М. Ишмухаметова, М. Р. Мавлютов и др. Пермь, 1982.-62 с.

13. Багиров К. Г., Гукосян А. А., Роитин В. Я. Экспериментальные исследования влияния высококальциевых глинистых растворов на качество вскрытия нефтяного пласта. Нефтяное хзяйство, 1968, №6, с. 32-34.

14. Щукин Н. В. Выбор промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов в Днепровско-Донецкой впадине. Бурение, 1968, №3, с 31-33.

15. Wplyw Pluczo i cementov na strefe przyctworowa / J. Chudoba. S. Czerwinska. G. Polchlopek Nafta, 1974 rok, №9, XXX, c. 395 - 399.

16. Заканчивание газовых скважин. / У. Д. Мамаджанов, А. Рахимов, Т. А. Поляков и др. М.: Недра, 1979. - 392 с.

17. Воюцкий С. С. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1976. - 512 с.

18. Амиян В. А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне. Нефтепромысловое дело, 1959, №11, с. 15-16.

19. Крысин Н. И. Разработка буровых растворов с низким содержанием твердой фазы и безглинистых для повышения качества и ускорения строительства скважин. Дисс. на соискание ученой степени докт. техн. наук Пермь, 1987. - 478 с.

20. Макаров JL В., Прокопьев В. П., Гасилов Г. JL Расчет напряженного состояния упругих горных пород вблизи скважин. Нефть и газ, 1979, №1, с. 12-16.

21. Иванников В. И. Напряженно-деформированное состояние призабойной зоны глубокой скважины. Техника и технология бурения, 2002, №9, с. 26 - 29.25