Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП

Фильтр, монтируемый на нагнетательной линии, улавливает частицы шлама и гравия, попадающие в поток из пескосмесителя, а фильтры на выкиде очищают поток от обломков породы пласта, выносимых при гидропескоструйных обработках скважин.

Таблица 2.8 Техническая характеристика

Размер частиц, улавливаемых фильтром, мм	4 и более
Давление (опрессовка), кг/см2	500
Давление (рабочее), кг/см2	200-350
Число рабочих отверстий фильтра	530
Объем рабочей камеры, см3	2000
Габаритные размеры а) диаметр, мм б) длина, мм	105 915
Вес, кг	24

Фильтр «ФП» (рис. 2.11.) представляет собой две концентрично расположенные трубы - фильтровую трубу (3) и кожух (2).

Кроме того, в конструкцию фильтра входят два переводника (1 и 4), с помощью которых собранный фильтр подсоединяется в обвязку скважины. Переводник (1) является также деталью, соединяющей кожух с фильтровой трубой.

Кожух (2) на концах имеет внутреннюю насосно-компрессорную резьбу, которая служит для подсоединения переводников (1 и 4).



Рис. 2.11. Фильтр ФП-1:

1 - переводник; 2 - кожух; 3 - фильтровая труба; 4 - переводник.

На боковой поверхности фильтровой трубы (3) просверлено 12 рядов отверстий диаметром 4 мм; по 42 отверстия в каждом ряду. На конце фильтровой трубы имеется наружная насосно-компрессорная резьба, с помощью которой она соединяется с переводником (1). Торец фильтровой трубы заглушен диском, в котором просверлено 26 отверстий. Суммарное число отверстий в фильтровой трубе составляет 530 шт. При таком количестве рабочих отверстий их площадь превышает сечение манифольда в 3,5 раза, благодаря чему устройство не создает дополнительных гидравлических сопротивлений в манифольде.

При движении смеси жидкости с песком или отработанной пульпы частицы, размер которых превышает диаметр отверстий, выпадают и скапливается в кожухе, а очищенный поток песчано-жидкостной смеси поступает по насосно-компрессорным трубам к насадкам в перфораторе или в пескосмеситель.

Направление потока жидкости в фильтрах определено указателем потока. Поток неочищенной жидкости должен входить во внутрь фильтровой трубы через просверленные отверстия.

Фильтры ФП поступают с завода-изготовителя в сборе.

В подразделении, осуществляющем гидропескоструйные обработки, после распаковки ящиков в переводники (1 и 4) ввинчиваются патрубки с быстросоединяющимися гайками.

При обработках скважин и их обвязке по закольцованной схеме на линии высокого давления монтируется один фильтр для очистки рабочей жидкости, а на выходе из скважин монтируются два фильтра для очистки отработанной жидкости.

При использовании заводского устьевого оборудования типа АУ-5 фильтр очистки рабочей жидкости подсоединяется стационарно, на том же прицепе, что и само оборудование.

В том случае, когда обвязка скважины и наземного оборудования осуществляется манифольдами высокого давления насосных агрегатов, фильтр очистки рабочей жидкости монтируется в напорном коллекторе на участке, где поток жидкости от отдельных агрегатов собирается в общий.

Для очистки отработанной жидкости от шлама на выходе из скважины монтируются два фильтра, которые включаются в линию параллельно, а работают поочередно по мере загрязнения одного из них.

Очистка фильтра от загрязнения осуществляется промывкой его насосным агрегатом, который используется также для подачи жидкости в пескосмеситель. При очистке фильтров вначале поток жидкости из скважины направляют через параллельный фильтр, а затем, перекрыв соответствующие краны, включают насосный агрегат и промывают загрязненный фильтр.

О необходимости очистки фильтра от загрязнения судят по росту давления на затрубье скважины. Очистку производят после того, как давление на затрубье превысит потери давления в процессе работы (начальные) на 20-30 атм.

Контроль за работой фильтров при гидропескоструйных обработках осуществляется отбором проб жидкости, поступающей в пескосмеситель на выкидной линии, а также по показаниям манометра на напорной линии. В случае, если фильтры не задерживают частицы, которые могут закупорить отверстия насадок, фильтровая труба в них заменяется запасной.

Схемы обвязки скважины и оборудования

В настоящее время на промыслах ПО» Белоруснефть» гидропескоструйные обработки осуществляют по двум технологическим схемам обвязки скважины и оборудования:

1. с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема) с использованием воды в качестве рабочей жидкости;

2. с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема) с использованием глинистого раствора в качестве рабочей жидкости;

Также существуют еще две технологические схемы обвязки поверхностного оборудования скважин:

1. со сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости;

2. со сбросом жидкости и песка;

Данные технологические схемы не нашли широкого применения в практике.

Закольцованную схему как наиболее экономичную, применяют во всех случаях вскрытия продуктивных пластов перфорацией и при других гидропескоструйных обработках. Данная схема рекомендована БелНИПи нефть и утверждена СТП 39-22-2002. [18]

При закольцованной схеме в качестве жидкости песконосителя обычно используют воду (рис. 2.12), однако существует не мало факторов препятствующих проведению работ по перфорации с использованием в качестве рабочего агента воды. В таких случаях гидропескоструйную перфорацию проводят с использованием глинистого раствора в качестве рабочей жидкости (рис. 2.13).

В случаях, когда гидропескоструйную обработку осуществляют при смонтированной фонтанной арматуре, оборудование и скважину обвязывают по схеме, предусматривающей сброс отработанного песка и повторное использование жидкости.

В случаях, когда продолжительность обработки невелика, а потребный объем жидкости с песком меньше объема скважины, процесс осуществляют со сбросом жидкости и песка.

Во всех выше перечисленных схемах обвязка устья скважины производят одинаково. Лишь в некоторых случаях, кроме всего, возможно дополнительная установка герметизирующей головки. Схема обвязки устья скважины при производстве ГПП приведена ниже на рис. 2.14.

Назначение схемы:

Надежно герметизировать устье скважины при производстве ГПП.

Осуществлять прямую и обратную промывку.

Производить разрядку скважины путем выпуска флюида через выкидные линии.

Контролировать давление в скважине.

Предотвращать загрязнение окружающей среды флюидом, поступающим из скважины.

Устье скважины при ГПП оборудуется превентором, на который дополнительно возможна установка герметизирующей головки.

Переходная катушка устанавливается при несоответствии присоединительных размеров крестовины и превентора.

Количество задвижек на крестовине устанавливается в зависимости от категорийности скважины.



Рис. 2.12. Обвязка агрегатов и устья скважины по закольцованной схеме с использованием воды в качестве рабочей жидкости



Рис. 2.13. Обвязка агрегатов и устья скважины по закольцованной схеме с использованием глинистого раствора в качестве рабочей жидкости

На скважинах II категории, монтаж выкидной линии не производится.

Обратная линия соединяется жесткой линией с емкостью гравитационной очистки.



Рис. 2.14. Обвязка устья скважины при производстве ГПП.

1 - кран шаровой; 2 - элеватор корпусной; 3 - труба НКТ; 4 - головка герметизирующая; 5 - превентор; 6 - крестовина; 7 - пробка-заглушка; 8 - колонна обсадная; 9 - шарнир головной; 10 - спайдер (клиновой захват ключа КМУ); 11 - привод превентора; 12 - отбойные щиты ручных приводов превентора; 13 - штурвалы ручного привода превентора; 14 - манометр; 15 - кран 3-х ходовой; 16 - катушка под манометр, вентиль; 17 - вентиль (трехходовой, замерной, пробоотборный); 18 - переходная катушка; 19 - задвижки фонтанной арматуры; 20 - задвижка; 21 - колонная головка; 22 - быстроразъемное соединение с заглушкой; 23 - тумба бетонная; 24 - кованный угольник; 25 - выкидная (обратная) линия; 26 - задвижка выкидного трубопровода; 27 - емкость гравитационной очистки.

Материалы

Основными материалами при гидропескоструйных обработках являются рабочая жидкость и песок.

Рабочие жидкости при гидропескоструйных обработках подбирают с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов работ, проводимых в скважинах.

При выборе рабочей жидкости необходимо учитывать следующие основные положения:

а) жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта;

б) вскрытие и обработка пластов не должны сопровождаться выбросами нефти или газа, приводящими к открытому фонтанированию;

в) жидкость не должна быть дефицитной и дорогой.

При вскрытии продуктивных пластов и интенсификации притоков применяют следующие жидкости:

а) 5-6%-ный раствор ингибированной соляной кислоты (коллектор - карбонатный);

б) дегазированную нефть;

в) пластовую, сточную или соленую воду;

г) пресную воду (техническую), содержащую поверхностно-активное вещество (ПАВ), выбор и оптимальная добавка которого определяются свойствами пород пласта и жидкостей;

д) промывочный раствор (при вскрытии трещиноватых пластов с аномальными давлениями в них).

Для ремонтных работ в качестве рабочих жидкостей используют:

а) дегазированную нефть; 5-6%-ный солянокислотный раствор; соленую сточную и пресную воду с добавками ПАБ; промывочный раствор - при осуществлении работ в продуктивном пласте;

б) пресную воду, промывочный раствор - при производстве работ в непродуктивных пластах.

При вскрытии пластов в нагнетательных скважинах и создании врубов, инициирующих трещины гидроразрыва, используют:

а) техническую воду;

б) техническую воду с добавками ПАВ;

в) солянокислотный раствор 5-6%-ной концентрации;

г) пластовую и сточную воды.

Породы, содержащие глинистые включения, обрабатывают песчано-жидкостными смесями не вызывающими набухание глин. С учетом физико-химических свойств глин различных газоносных формаций рекомендуется следующие жидкости:

а) 0,5-1% водный раствор хлористого кальция;

б) 0,5-1% водный раствор словотона;

в) 0,5% водный раствор полиакриламида;

г) 1-2% водный раствор стеарокса 6;

д) 0,5-1% водный раствор словотона ЦР;

е) 0,5-1% водный раствор выравнивателя А;

ж) 0,5-1% водный раствор КМЦ;

з) 10% водный раствор хлористого натрия с добавками 0,3-0,5% поверхностно-активных веществ (сульфанол, дисолван);

и) 5-10% водный раствор хлористого натрия с добавками 3,5-5% карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ).

Рабочая жидкость подбирается в лабораторных условиях.

В случае, если удельный вес перечисленных рабочих жидкостей не обеспечивает глушение скважины применяют:

а) меловые растворы при следующих весовых соотношениях:

бентонит - 10%;

мел - 25%

NaOHO, 2% раствор - 65%;

и следующей характеристики:

суточный отстой - 1,75%

удельный вес - 1,28 г./см³

вязкость по СПВ-5 - 25 сек

водоотдача - 45 м³/30 мин.

удельный вес раствора может быть повышен до 1,4 г/см³ путем увеличения содержания в нем мела до 35% без существенного изменения характеристик;

б) водный раствор хлористого кальция удельного веса 1,2 г/см³.

Глушение скважин в процессе их подготовки к перфорации (при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) также должно производиться жидкостями, не снижающими фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающими набухание глин.

Объем рабочей жидкости для проведения процесса определяют:

а) при работе по закольцованной схеме - 1,3-1,5 объема скважины;

б) при работе со сбросом жидкости:

(2.5)

где

?V - потребное количество рабочей жидкости, м;

q_п - расход жидкости;: на 1 насадку, л/сек;

n - количество насадок;

t - продолжительность вскрытия 1 интервала, сек;

N - количество интервалов.

Песок при гидропескоструйном методе необходимо выбирать из расчета 90% кварцевого содержания и с оптимальным размером зерен (более 50%) от 0,5 до 0,8 мм. При поступлении новой партии песка для ГПП в склад управления «Нефтеснабкомплект» представитель Тампонажного управления отбирает пробу песка в количестве 0,75-1 кг и передает ее в институт БелНИПИнефть для проведения фракционного анализа песка.

Потребное количество песка определяют:

a) при работе со сбросом отработанного песка

(2.6)

где

G_n - потребное количество песка, т;

?V - объем жидкости, м³;

k - концентрация песка, г/л;

б) при работе по закольцованной схеме:

 (2.7)

где

V_скв - объем скважины, м³;

k - концентрация песка, добавляемого в выходящую пульпу, г/л;

Т - суммарное время вскрытия, сек.

Остальные обозначения прежние. Концентрация песка должна приниматься из расчета К=50-100 г./л.

Параметры процесса

Плотность гидропескоструйной перфорации и профиль создаваемого канала определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики продуктивных пластов.

Монолитные, однородные по проницаемости продуктивные пласты вскрывают точечными каналами. При этом плотность перфорации составляет 2-4 отверстия на погонный метр вскрываемой мощности.

В случае переслаивающихся коллекторов перфорацией охватывают каждый из продуктивных пропластков.

Плотные, абразивостойкие слабопроницаемые и устойчивые коллекторы (типа песчаника, известняка, доломита) эффективнее вскрывать вертикальными щелями.

Высоту щели по мощности пласта принимают не менее 100 и не более 500 мм; интервалы между щелями по образующей - не менее 500 мм. Максимальный охват пласта вскрытием обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке.

При инициировании трещин гидроразрыва и установке водоизоляционных экранов создают круговые или прерывистые горизонтальные щели.

Щелевое вскрытие в неустойчивых и рыхлых коллекторах осуществляется с учетом геолого-эксплуатационных условий, обеспечивающих сохранность обсадной колонны.

Допустимое устьевое давление определяют техническими возможностями насосных агрегатов или по прочностной характеристике труб из соотношения:

(2.8)

где Р_q.у - допустимое устьевое давление, кг/см²;

Р_стр - страгивающая нагрузка резьбового соединения, кг;

Н - глубина подвески, м;

г - вес 1 погонного метра труб, кг;

F_T - площадь сечения труб, см²;

k - коэффициент безопасности.

Страгивающую нагрузку для резьбового соединения определяют из характеристики труб по формуле Яковлева.

Перепад давления в насадках и потери давления на трение подбирают по графикам рис. 2.15., причем необходимо обеспечить максимальный перепад давления в насадках при минимально возможных потерях давления в трубах и затрубье. Для этого, зная диаметр насадки и задавшись расходом жидкости через нее, по графикам рис. 2.15. определяют перепад давления. Далее, по суммарному расходу жидкости, равному произведению числа одновременно работающих насадок и расхода жидкости через насадку, из графиков рис. 2.16. определяют потери давления при прокачке жидкости в трубах и затрубье.

Сумма потерь и перепада давления должна быть равна или несколько меньше величины допустимого устьевого давления. При выборе перепада давления в насадках следует иметь в виду, что нижний предел допустимых перепадов должен обеспечить эффективное разрушение металлической колонны, цементного камня и породы, а поэтому не должен быть менее 100-120 кг/см² для 6 мм насадок и 180-200 кг/см² для насадок диаметром 4,5 и 3,0 мм.

С увеличением прочности пород (при у_сж. > 250-300 кг/см²) низший предел перепада давления в насадках целесообразно увеличивать, доводя его соответственно до 180-200 кг/см² для насадок с условным диаметром 6 мм и 250-300 кг/см² для 4,5 мм.

Рис. 2.15. Зависимость перепада давления в насадках 4,5 и 6 мм от расхода водопесчаной смеси

Рис. 2.16. Потери давления в НКТ длиной 100 м при плотности жидкости 1 г/куб. см

Минимальную производительность насосных агрегатов принимают, исходя из условий выноса отработанного песка и шлама, для чего скорость восходящего в затрубье потока должна быть не менее 0,5 м/сек.

Концентрация песка в жидкости составляет 50-100 г./л.

При работе по закольцованной схеме в песчано-жидкостную смесь, поступающую из скважины в пескосмесительное устройство, дозируют песок из расчета 20% от первоначальной концентрации.

Продолжительность точечного вскрытия одного интервала составляет 15-20 минут.

Продолжительность щелевого вскрытия, при условии работы 1 насадки, должна составлять 2-3 минуты на каждый сантиметр длины щели; при большем числе насадок продолжительность соответственно сокращается.

Последовательность проведения работ на скважинах

На проведение обработки составляют план, в котором указывают цель работ, краткие данные о скважине, объем подготовительных работ, необходимые материалы, технику и технологию процесса.

При гидропескоструйных обработках шаблонирование колонны совмещают со спуском перфоратора в скважину.

Перфоратор без шарового клапана опускают к интервалу обработки с тщательным замером длины труб и спущенного в скважину оборудования, а резьбовые соединения крепят надежно.

При необходимости фиксации перфоратора на заданной глубине его соединяют с фиксатором ФГ.

Фиксаторы ФГ монтируют также на трубах, если прочностная характеристика труб не обеспечивает обработки на заданной глубине. В этих случаях фиксаторы монтируют на глубинах, где суммарная нагрузка в 1,3 - 1,6 раза меньше допустимой нагрузки на страгивание для резьбовых соединений.

Для инициирования трещин ГРП, установки водоизоляционных экранов и вырезки обсадных колонн в ликвидированных скважинах перфоратор непосредственно соединяют с глубинным вращателем, а в верхние держатели перфоратора монтируют ограничитель подъема шарового клапана.

На расстоянии длины одно или двутрубки над сборкой перфоратора или перфоратора с вращателем и фиксатором монтируют муфту-репер.

При вскрытии (достреле, перестреле) фонтанирующей скважины и использовании подъемного лифта в качестве труб, на которых опускается перфоратор, пусковые муфты лифта заменяют пусковыми клапанами.

После спуска инструмента производят обвязку скважины для прямой и обратной промывок, и далее, скважину промывают до забоя. В процессе прямой промывки уточняют потери давления на трение при заданном суммарном темпе закачки жидкости.

В насосно-компрессорные трубы опускают опрессовочный шаровой клапан (шар диаметром 50 мм) и после его посадки осуществляют опрессовку подземного оборудования на давление превышающее рабочее в 1,3-1,6 раза.

Перфоратор устанавливают точно на заданную глубину, для чего методом радиоактивного каротажа определяют положение перфоратора по отношению к обрабатываемому пласту, а затем, подняв или допустив трубы, перфоратор устанавливают у нижнего интервала обработки.

Существующие способы установки подземного оборудования в скважине (такие как: тщательный промер длины труб при спуско-подъемных операциях, допуск труб до искусственного забоя и определение глубины спуска, лебедкой) не гарантируют точную установку пескоструйного перфоратора в заданном месте.

Ошибка в глубине установки оборудования при этих способах в большинстве случаев превышает 1,5 - 2 м.

При вскрытии пластов точность установки перфоратора имеет решающее значение в особенности для переслаивающихся продуктивных коллекторов.

Внедрение гидропескоструйной перфорации в практику нефтедобычи требует разработки способов точной установки подземного оборудования в скважине.

Лабораторией ВНИИ разработан способ точной установки подземного оборудования и инструмента в скважине. Способ состоит в том, что в подземном оборудовании или в специальной муфте помещается «репер» и этот «репер-источник» или «репер-экран» после спуска оборудования в скважину отбивается малогабаритным прибором-индикатором, причем местоположение «репера» привязывается к кривой естественных излучений по базисным горизонтам или по продуктивному пласту.

В качестве репера могут использоваться изотопы, карбид бора и местные утолщения в подземном оборудовании или специальные экранирующие муфты. В случае применения изотопов их активность, должна быть достаточной для аномального выделения па кривой ГК репера и в то же время безопасной для обслуживающего персонала.

Соответственно реперу проводятся геофизические исследования скважины, по которым судят о местоположении инструмента по отношению к заданной глубине. Так, в случае применения репера, излучающего гамма-лучи, проводится гамма-каротаж, в случае применения в качестве источника карбида бора снимается кривая нейтрон-нейтронного каротажа, в случае местного утолщения или экранирующей муфты снимается кривая НТК.

Способ проверен на промыслах. Местоположение перфоратора этим способом проверялось на скважинах №№313, 957, 3233 и др. Ромашкинского месторождения.

На рис. 2.17. приводятся характерные кривые ГК и НГК, полученные при контроле местоположения перфоратора, в скважине №313.

Согласно результатам радиометрических замеров, перфоратор установлен на глубине 1632,4 м, в то время как по результатам замера длины труб он должен был находиться на глубине 1640 м.

Из приведенных кривых так же видно, что глубина установки перфоратора хорошо определяется как методом ГК, так и методом НГК, но на кривой НГК лучше отбиваются продуктивные пласты и особенно базисный горизонт - глины, - поэтому местоположение перфоратора предпочтительно определять снятием кривой НГК.

Рис. 2.17. Контроль местоположения перфоратора гамма методом

По этому способу при спущенном перфораторе малогабаритным прибором РКМ-4 снимается кривая НГК. По кривой НГК определяется отметки базисного горизонта или продуктивного пласта, а также местоположение муфты-репера по отношение к ним. Методом НГК четко отбивается муфта длиной 0,5 м с толщиной стенки 15 мм при скорости подъема индикатора не выше 80 м/час.

По отметкам муфты-репера и интервалов пластов или базисного горизонта производится установка перфоратора на заданную глубину, при этом учитывается вытяжка труб от давления в процессе гидропескоструйной обработки. Растяжение колонны насосно-компрессорных труб от давления нагнетания определяется по формуле:

(2.9)

где

l - приращение длины, см;

P - давление нагнетания, кг/см²;

S - внутренняя площадь сечения н/к труб, см²;

L - длина колонны н/к труб, см;

F - площадь поперечного сечения тела н/к трубы, см²;

Е - модуль Юнга, кг/см²;

- коэффициент, учитывающий трение труб о колонну (1,5 - 3).

При небольших глубинах или в однородных пластах большой мощности контроль установки перфоратора на заданной глубине осуществляют путем тщательного замера труб при спуско-подъемных операциях и допуском труб до забоя, а также определением глубины спуска перфоратора магнитным локатором, лебедкой АзИНМАШ или геофизического подъемника. При этом необходимо учитывать растяжение насосно-компрессорных труб от давления и разницу в отметках ротора и фланца (муфты колонны) и вносить поправку на удлинение проволоки под действием собственного веса и проскальзывания.

Обратной промывкой вымывают опрессовочный клапан, а в трубу опускают клапан перфоратора.

Монтируют устьевое оборудование и обвязывают насосные агрегаты с пескосмесителем и скважиной.

Спрессовывают наземное оборудование и манифольды давлением в 1,5 раза превышающем рабочее.

Производят пробную закачку жидкости без песка и устанавливают запроектированный режим обработки.

Режим обработки считается установленным тогда, когда устьевое давление закачки равно запланированному.

После этого подают в смеситель 50-100 г./л песка, и осуществляет закачку песчано-жидкостной смеси.

При точечном вскрытии и при использовании специальных устройств для осевого или радиального перемещения перфоратора песчано-жидкостную смесь закачивают при запроектированном устьевом давлении.

При вскрытии пластов вертикальными щелями с использованием метода упругих деформаций закачку песчано-жидкостной смеси вначале ведут при запроектированном устьевом давлении, а затем, плавно снижая темп закачки, уменьшают устьевое давление на величину необходимую для перемещения перфоратора на длину принятой щели.

Величину снижения давления определяют из соотношения:

(2.10)

где

ДР - величина изменения давления, кг/см²;

l_щ - длина щели, см:

S - площадь поперечного сечения тела трубы, см²;

E - модуль Юнга, кг/см²;

H - глубина вскрытия, см;

F - внутренняя площадь сечения труб, см²;

о - коэффициент, учитывающий трение труб о колонну (от 1,5 до 3).

Гидропескоструйную обработку пластов осуществляют снизу вверх.

В нижнем (первом) интервале песчано-жидкостную смесь прокачивают дольше запроектированной продолжительности вскрытия на время необходимое для заполнения смесью объема колонны труб.

В вышележащих интервалах обработку проводят при запроектированных режимах процесса.

Если при очередной установке перфоратора в новый интервал приходится удалить одну или несколько труб, то сначала скважину промывают до чистой жидкости, а затем извлекают необходимую часть труб.

В случаях вынужденных продолжительных остановок процесса немедленно проводят обратную промывку скважины.

По окончании обработки всех интервалов, обратной промывкой вымывают шаровой клапан, а затем скважину промывают до забоя; в конце промывки промывочная жидкость не должна содержать песка.

После гидропескоструйных обработок, как правило, поднимают перфоратор и скважину оборудуют для освоения и эксплуатации.

Фонтанные скважины осваивают без подъема перфоратора. Ввод скважин в эксплуатацию осуществляют обычным способом.

На проведенную гидропескоструйную обработку составляют акт.

Эффективность гидропескоструйного вскрытия оценивают по индикаторным кривым, коэффициенту продуктивности и по приведенному радиусу определенному из кривых восстановления давления.

Подсчитывают экономический эффект обработки.

Техника безопасности при гидропескоструйном вскрытии определяется правилами безопасности гидравлического разрыва пласта.

2.2 Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП

Вскрытие нефтяного или газового пласта и непосредственная проходка в его продуктивном интервале являются решающим этапом во всей системе геологоразведочных работ на нефть и газ.

Существующие методы и средства вскрытия нефтегазоносных пластов разделяются на две большие самостоятельные группы. Первая группа включает методы и средства вскрытия пласта долотом в процессе бурения. Главной технологической задачей является сохранение пласта при вскрытии от всевозможных повреждений и, прежде всего, потери им своей естественной проницаемости.

Ко второй группе относятся методы и средства вскрытия пласта главным образом кумулятивными и гидропескоструйными перфораторами; они используются для установления гидродинамической связи пласта со скважиной, обсаженной эксплуатационной колонной.

При разделении процессов вскрытия пласта на две самостоятельные группы имеется в виду, что на практике бывает много случаев, когда строгая последовательность применения средств вскрытия пласта существенно нарушается. Например, после испытания скважины возникла необходимость ее снова углубить; работы по вскрытию пласта и его опробованию производили непосредственно в процессе бурения или же пласт вскрывали долотом уже после спуска и цементирования эксплуатационной колонны.

Среди многочисленных задач, возникающих при освоении эксплуатационных и разведочных скважин, наиболее важное место занимает проблема установления связи скважины с пластом.

Гидропескоструйный способ, в отличие от известных способов вскрытия пласта, в настоящее время является целесообразным в применении на месторождениях Припятского прогиба, что объясняется технологичностью процесса и наличием следующих преимуществ:

А) в зоне его действия уплотнение породы и изменение ее естественных физических свойств не происходит;

Б) цементный камень не растрескивается, а в обсадной колонне не образуются трещины, возникающие при других способах вскрытия;

В) в породе создаются достаточно глубокие каналы, проникновение которых в пласт по результатам стендовых испытаний колеблются от 0,5 до 1 м (в данный момент проходит испытания перфоратор способный создавать отверстия до 3 м);

Г) создаются особо благоприятные предпосылки для производства гидравлического разрыва пласта;

Д) применяется, как обязательная при нео6ходимости вскрывать пласт через две и более колонны и при вскрытии пластов мощностью менее 5 м.

Пробивная способность перфораторов различной конструкции

На промыслах и разведочных площадях, в последнее время, все более широкое применение находит метод гидропескоструйной перфорации. Однако полного перехода на этот вид перфорации не наблюдается. Выбор вида перфорации зависит от ряда факторов. В первую очередь следует учитывать геологические параметры и в случае, если геологический разрез недостаточно изучен выбор, желательно, остановить на кумулятивном перфораторе. Гидропескоструйный аппарат позволяет по сравнению со всеми другими существующими средствами вскрытия эксплуатационного забоя глубже вскрыть пласт, увеличить эффективный радиус скважины, обнажить значительную поверхность фильтрации и создает наилучшие условия для проведения в последствии ГРП. Размеры образуемых этим снарядом каналов в породе - глубина вскрытия пласта, диаметры перфорационных отверстий, габариты перфораторов при пулевой, торпедной, кумулятивной и гидропескоструйной перфорации - приведены на рис. 2.18.

На пробивную способность кумулятивных перфораторов оказывают влияние очень много факторов. Вследствие специфических условий в скважинах (жидкая среда, большие гидростатические давления и высокие температуры) размеры и форма кумулятивных зарядов, а также химические и физические свойства материалов, из которых их изготовляют (особенно взрывчатые вещества и средства взрывания), резко отличаются от применяющихся в других областях техники.

Характер и эффективность того или иного перфоратора зависят от конструкции, параметров и применяемых материалов кумулятивных зарядов и средств взрывания, а также условий их применения.

Эффективность различных кумулятивных перфораторов можно оценить, сравнив результаты их работы в одинаковых условиях. Пробивная способность кумулятивных перфораторов в среднем составляет 135 мм.

Способ вскрытия эксплуатационного забоя торпедированием обсадной колонны иногда называют способом разрушения конструкции эксплуатационного забоя. Данные, приведенные в работе, не оставляют сомнений в отрицательных последствиях этого способа вскрытия пласта, сложенного коллекторами порового типа. Не лучшие результаты были получены также при вскрытии этим способом эксплуатационного забоя в коллекторах трещинного типа. Также следует отметить, что пробивная способность данного перфоратора в среднем составляет 95 мм.

Рис. 2.18. Вскрытие пластов перфорацией различных видов

Теоретические и экспериментальные исследования проблем перфорации [16] подтвердили, что метод завершения скважин перфорацией является одной из важнейших операций по добыче нефти и газа. Дебиты скважин всецело определяются методом и качеством перфорации. Слишком большая плотность, а также применение очень большого веса зарядов может привести к серьезным осложнениям в скважине, а увеличение продуктивности не будет достигнуто.

Для достижения ожидаемой высокой продуктивности скважины надо серьезно подойти к выбору перфоратора и условиям, при которых необходимо проводить перфорационные работы.

Повышения коэффициента продуктивности можно добиться созданием глубоких каналов в продуктивном пласте. Наибольшей пробивной способностью, как известно, обладают гидропескоструйные перфораторы. Также повышение коэффициента продуктивности достигается созданием каналов по всей окружности скважины.

Для кумулятивных перфораторов повышение коэффициента перфорации достигается за счет обеспечения промывки перфорационных каналов обратным потоком флюида из пласта в скважину. А это достигается лишь при перфорации с перепадом давления, направленным в сторону ствола скважины. При этом для сохранения целостности обсадной колонны рекомендуется избегать применения большого веса зарядов, что, соответственно, скажется на пробивной способности кумулятивных зарядов.

Так как скважины почти всегда имеют какой-то угол наклона, то обсадные трубы, спущенные в скважину, обычно прижимаются к одной из стенок скважины. Поэтому перфоратору, обычно прижатому под действием силы тяжести к этой же стенке обсадной трубы, приходиться преодолевать весьма различные преграды как внутри колонны, так и за колонной.

Тщательный анализ рассмотренных расположений зарядов перфораторов приводит к выводу о необходимости снабжать перфораторы центраторами. Однако следует иметь в виду, что наличие центраторов, например на корпусе ПК-103 или на ленте ПКС, усложняет конструкцию перфоратора, ухудшает условия его эксплуатации и может вызвать различные осложнения в скважинах. Применение центраторов в перфораторах КПР, кроме того, еще больше увеличит засоряемость скважин.

Перфорация пулевыми и кумулятивными перфораторами

Образование эксплуатационного забоя перфорацией обсадной колоны электропулевыми и кумулятивными зарядами на практике получило широкое распространение.

Продуктивность скважин после производства перфорации колонны пулевыми или кумулятивными зарядами должна быть соизмерима с ее продуктивностью при открытой конструкции эксплуатационного забоя с условием, что преимущества, которые дает обсаживание продуктивного интервала, сохранены.

Для полноты вскрытия порового коллектора, в котором песчаная порода часто переслаивается с непродуктивными глинистыми породами, очень важным является правильный выбор методики перфорации.

Выбор методики перфорации для поровых коллекторов

Распространенную в прошлом во многих нефтяных районах методику сплошной перфорации, при которой вместе с продуктивными пропластками горизонта обнажатся переслаивающиеся с ними непродуктивные породы, признать рациональной нельзя.

Главный недостаток ее состоит в том, что при этом вскрываются глины, отрицательное влияние которых на опробование и разработку пласта очевидно. Кроме того, при такой методике перфорации вхолостую затрачивается значительное количество отстреливаемых пуль. По обобщенным данным Краснодарского геофизического треста, при проведении исследований было выяснено, что на промыслах Краснодарского края из 100 пуль только 40 попадали в продуктивную толщу, а 60 - терялись в глинах.

В скважинах, в которых эксплуатационный объект вскрыт сплошной перфорацией, гидравлический разрыв пласта приводит к образованию или раскрытию трещин в самых неожиданных направлениях и интервалах пласта и чаще всего в наиболее расслабленных местах контакта глин с песчаником.

Основной причиной возникающих больших погрешностей при определении глубин является не поддающееся точному учету динамическое удлинение кабеля. Это удлинение зависит от параметров промывочной жидкости, характера искривления скважины, конструкции кабеля и скорости его подъема. При рабочих скоростях подъема кабеля (3000 - 4000 м/ч) оно достигает 0,5 - 0,55 м на 1 км длины.

При проводившихся электрометрических исследованиях Краснодарского треста, в частности кумского горизонта, погрешности измерения глубин достигали 3 - 4 м.

Такая погрешность превышает мощность большинства прослоев песчаных коллекторов многих горизонтов, в связи с чем производившаяся по промеру кабеля в этом горизонте перфорация исключала возможности вскрытия нефтеносного пласта в точно намеченном интервале.

Достижение высокой точности вскрытия встречает также серьезные трудности еще и вследствие невозможности уловить существующими средствами электрометрических исследований прослои глин мощностью, измеряемой миллиметрами. И именно поэтому при равномерном распределении отстрела только две-три пули из десятка попадают в продуктивные породы, а остальные теряются, по существу, в глинах.

Таким образом, методика сплошной перфорации продуктивного разреза, состоящего из тонкослоистых песчано-глинистых пород, для этих условий явно не пригодна: вместе с продуктивными породами обнажаются глинистые прослои, что нередко приводит при процессах опробования или разработки пласта к их разрушению.

Выборочной считается такая методика перфорации, при которой единовременно опробуются или разрабатываются не все продуктивные прослои нефтяного пласта. По мере выяснения результатов опробования или истощения вскрытых прослоев при разработке к ним постепенно приобщают путем дострелов последовательно, ранее не вскрытые прослои. При этом так же, как и при сплошной перфорации, вместе с продуктивными породами обнажаются переслаивающиеся с ними слабонасыщенные или непродуктивные породы, а также глины.

Сплошная и выборочная перфорация различаются между собой лишь по величине одновременно вовлекаемой в разработку мощности пласта, а не по характеру вскрытия. Поэтому выборочной методике перфорации присущи те же недостатки, что и методике сплошной перфорации.

Выбор средств перфорации для поровых коллекторов

При вскрытии пласта пулевой перфорацией, если пластические свойства цемента не улучшены соответствующей добавкой (пластификаторами), в цементном камне появляются (по данным исследований акустическим цементомером) трещины, открывающие свободный доступ для циркуляции посторонних вод и прорыв газа в затрубное пространство. В случае существования в геологическом разрезе продуктивных пород подобных осложнений следует от такого способа вскрытия эксплуатационного забоя, особенно на разведочных площадях, полностью воздерживаться.

Для разведочных скважин, в которых геологический разрез мало изучен, следует остановиться на гидропескоструйной перфорации, которая с точки зрения предохранения эксплуатационного забоя от повреждений лучше, чем пулевая перфорация.

Немного менее эффективной, в плане повреждения эксплуатационной колоны и цементного камня, является кумулятивная перфорация, при условии прострела колоны по одному заряду поочередно, а не залпом. По имеющимся данным использование залповых снарядов вызывает в ряде случаев разрушение цементного кольца и его растрескивание, а также повреждение в пределах эксплуатационного забоя обсадной колонны.

Применяя даже кумулятивный способ, трудно рассчитывать, что область пласта, вскрытая перфорацией, не претерпит существенных изменений своей фильтрационной способности. При взрыве тонкая струя полужидкого металла выбрасывается со скоростью 800-1000 м/с и создает на преграде давление до 300000 кГ/см². Высокое давление газовой струи уплотняет породу по внутренней поверхности образующихся от прострела отверстий, вследствие чего наблюдаются случаи, когда они оказываются закупоренными.

Из анализа многочисленных изображений отверстий, полученных фотографированием, сделано заключение, что формы получаемых отверстий разнообразны: от круглых до треугольных, а диаметры их колеблются от 1,5 до 12 мм, причем большинство отверстий имеет в диаметре только 6-7 мм.

Прострел кумулятивными зарядами по одному отстрелу, следующему один за одним, т.е. одиночным выстрелом, менее опасен. На практике такой способ прострела выполняется несколько дольше и, как следует отметить, значительно удорожает весь процесс вскрытия пласта.

Влияние вида перфорации на возникновение заколонных перетоков

При кумулятивной перфорации прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление на преграду (0,15-0,3) 10⁶ МПа или 150 - 300 тысяч атмосфер. При выстреле в преграде образуется узкий перфорированный канал диаметром в средней части 8-14 мм. Максимальная длина его достигает 350 мм. Размеры канала зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании гидромониторного и абразивного действия струи жидкости с взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из сопла. Такая струя в течение нескольких минут создает в преграде глубокий канал, глубиной 500 мм и диаметром отверстия в колонне (8-12) мм. В последних публикациях говорится о конструкции перфоратора, способного создать канал длиной до 3 м. Стендовые испытания гидропескоструйной перфорации, проводившиеся различными исследователями (Кривоносов И.В. и другие) показали, что в большинстве случаев, если испытываемый блок не армировали металлом, цементный камень стенда трескался при внедрении струи в тело блока. Так же, при опытах наблюдалось выпучивание металлического диска толщиной 8-10 мм в сторону струи. Было замерено давление в канале. Так, при перепаде давления на перфораторе 180 атм., в канале гидроперфорации давление достигало 60 атм.

Для оценки влияния вида вторичного вскрытия пластов на возникновение заколонных перетоков были отобраны 34 скважины, в которых геофизическими методами или другими методами была обнаружена связь пласта, находящегося в интервале перфорации с выше- или нижележащими пластами (горизонтами). В некоторых скважинах наличие перетока предполагалось на основании работы соседних скважин.

По появлению воды в продукции скважин и работе соседних скважин, добывающих безводную нефть или жидкость, содержащую в своем составе меньший процент воды из аналогичных горизонтов, делался вывод о наличии заколонного перетока в скважинах №№76 Давыдовского, 211 и 224 Осташковичского, 40 Южно-Александровского, 177 Южно-Осташковичского и 128 Южно-Сосновского месторождений. Но по заключениям, выдаваемым специалистами УПГР после расшифровки и обработки кривых термометрии, выделяются поглощающие (работающие) пласты, находящиеся в интервале перфорации. Вторичное вскрытие пласта, при вводе этих скважин из бурения, осуществлялось кумулятивным способом. Заколонные центраторы были установлены на эксплуатационной колонне только в скважине №177 Южно-Осташковичского месторождения. Качество цементирования по АКЦ в интервале перфорации колеблется от низкого - К_АКЦ=1,0 (скважина №40 Южно-Александровского месторождения) до удовлетворительного - К_АКЦ=2,88 (скважина №224 Осташковичского месторождения). Цементо-зольной смесью цементировалась первая ступень эксплуатационной колонны только в скважине №224 Осташковичского месторождения. В остальных 5 скважинах при креплении эксплуатационных колонн применялся тампонажный цемент без каких-либо добавок. Количество кислотных обработок пласта изменяется от 4 (скважины №№211 Осташковичского и 40 Южно-Александровского месторождений) до 19 (скважина №177 Южно-Осташковичского месторождения).

Закачка жидкости с добавкой радона показала наличие заколонных перетоков в скважинах №№109, 135 Березинского, 101, 102 Вишанского, 72, 73 Мармовичского месторождений. Перетоки были ликвидированы установкой цементных мостов при вводе скважины из бурения. На это указывает длительная по времени добыча безводной нефти (скважины №№135 Березинского и 72, 73 Мармовичского месторождений) или геофизические исследования (скважины №№109 Березинского и 101, 102 Вишанского месторождения). Вторичное вскрытие пласта в скважинах №№109, 135 Березинского, 101 Вишанского, 72, 73 Мармовичского месторождений при вводе их из бурения осуществлялась кумулятивным способом, а в скважине №102 Вишанского месторождения - гидропескоструйной перфорацией. Заколонные центраторы были установлены на эксплуатационной колонне в скважинах №№109, 135 Березинского и 73 Мармовичского месторождения. В скважине №101 Вишанского месторождения на эксплуатационную колонну были установлены турбулизаторы. Качество цементирования по АКЦ в интервале перфорации колеблется от низкого - К_АКЦ=1,45 (скважина №109 Березинского месторождения) до удовлетворительного - К_АКЦ =2,56 (скважина №101 Вишанского месторождения). При креплении эксплуатационных колонн этой группы скважин применялся тампонажный цемент без каких-либо добавок. Количество кислотных обработок пласта изменяется от 2 (скважина №135 месторождения) до 7 (скважина №73 Мармовичского месторождения).

В скважинах №№100,127 Березинского, 119 Вишанского, 212 Осташковичского, 57 Речицкого месторождений геофизическими исследованиями (термо - и расходометрией) были обнаружены Заколонные Перетоки.

При спуске эксплуатационной колонны в скважине №100 Березинского месторождения установили 10 турбулизаторов в интервале 1875-2616 м и залили ее чистым цементным раствором. Качество цементирования в интервале перфорации - пониженное (К_АКЦ=2,03). Вторичное вскрытие пласта при освоении и изоляционных работах осуществляли кумулятивной перфорацией. При испытании в колонне интервала 2210-2220 м геофизическими исследованиями был определен переток вверх до 2095 м. Получив приток воды с нефтью, в августе 1979 г. перешли на интервал 2067-2086 м. Скважина проработала безводной нефтью почти 14 лет. В январе 1995 г. перешли на интервал 2035-2055 м и почти 3 месяца добывали безводную нефть. Затем в продукции появилась вода и в сентябре 1995 г. определили связь с нижними обводнившимися пластами. После проведения изоляционных работ в октябре 1995 г. скважина отработала в течение 3 месяцев безводной нефтью и в марте 1996 г. термометрией установили переток вверх до 1956 м.

В скважине №127 Березинского месторождения на эксплуатационную колонну установили 7 центраторов в интервале 1575-2152 м и залили ее чистым цементным раствором. Качество цементирования в интервале перфорации - низкое (К_АКЦ=1,2). Вторичное вскрытие пласта при освоении и приобщении осуществляли кумулятивной перфорацией. При освоении скважины (интервал 2079-2097 м) в марте 1988 г. термометрией установили заколонный переток вниз (ниже 2106 м). Без проведения изоляционных работ в апреле 1994 г. приобщили вышележащие горизонты.

В скважине №119 Вишанского месторождения эксплуатационную колонну спускали без установки центраторов и заливали чистым цементным раствором. Качество цементирования по АКЦ в интервале перфорации - удовлетворительное (К_АКЦ=3). Вторичное вскрытие пласта при освоении осуществляли кумулятивной перфорацией. При освоении скважины (интервал 2976-3003 м) в марте 1992 г. термо- и расходометрией установили заколонный переток вниз, ниже 3003 м. После установки цементного моста в марте 1992 г. интервал 2976-2990 м вскрывали при помощи ГПП. Скважина работала с сентября 1994 г. до февраля 1996 г. водой (больше 96%) и нефтью.

Эксплуатационную колонну в скважине №212 Осташковичского месторождения спускали без центраторов и заливали чистым цементным раствором. Качество цементирования в интервале перфорации - пониженное (К_АКЦ=2). Вторичное вскрытие пласта при освоении осуществляли гидропескоструйной перфорацией. При вводе скважины из бурения термо- и расходометрией был установлен заколонный переток. В июне-июле 1986 г. кумулятивной перфорацией был вскрыт интервал 3218-3222 м и 24 июля 1986 г. был отмечен уход жидкости на 7 м ниже нижних дыр интервала перфорации. После проведения изоляционных работ в августе 1986 г. (устанавливали два цементных моста под давлением) термометрия установила, что переток не был ликвидирован.

В скважине №57 Речицкого месторождения эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спустили без установки центраторов и заливали чистым цементным раствором. Нецементируемый перфорированный хвостовик диаметром 114 мм установили в интервале 2759-2806 м. Качество цементирования по АКЦ в интервале 565-2773 м - удовлетворительное (К_АКЦ=3). Вторичное вскрытие пласта в апреле 1974 года при переходе на Vr (интервал 2665-2735 м) осуществляли кумулятивной перфорацией. В июне 1974 года кумулятивной перфорацией перестреляли интервал 2652-2735 м. В ноябре 1975 года провели водоизоляционные работы и вскрытие ПКС-80 в интервале 2665-2729 м. В марте 1986 года термометрия показала уход закачиваемой жидкости ниже глубины дохождения приборов. В августе 1989 года, после очистки ствола скважины, при помощи термометрии определили связь с Sm (интервал 2730-2735 м). А через 10 дней, без проведения изоляционных работ, - связи не обнаружили. В марте 1992 года с целью ликвидации перетока установили цементный мост под давлением. Затем провели геофизические работы (термометр), по результатам которых было установлено наличие заколонного перетока.

В остальных 17 скважинах Заколонные Перетоки геофизическими исследованиями отмечались через 1,33 года (скважина №48 Южно-Александровского месторождения) и более лет эксплуатации скважины. Исследования проводились после появления воды. По результатам исследований, закачиваемая жидкость поступала ниже интервала перфорации. По трем скважинам (38,48 Южно-Александровского и 174 Южно Осташковичского месторождений) геофизические исследования давали неоднозначные результаты. Различные исследователи (Булатов А.И., ВНИИКРнефть и другие) / 3 / экспериментальными и промысловыми работами доказали, что прочность цементного камня прямо пропорциональна продолжительности времени твердения камня и, в тоже время, происходит уменьшение размера трещин. При создании депрессии подошвенная вода подходит к интервалу перфорации, создавая каналы, по которым закачиваемая вода при геофизических исследованиях уходит в нижележащие горизонты. Тем самым, создается впечатление, что образовался заколонный переток. Изоляционные работы в этих скважинах безрезультатны, а если и есть эффект, то он незначительный.

Заколонные Перетоки, в основном, возникают при негерметичном цементном камне, когда при цементировании эксплуатационной колонны цементный раствор идет «языком». Также, возможно возникновение связи перфорированного интервала с ниже- или вышележащими пластами при кислотных обработках, когда в скважине создается избыточное давление, которое может привести к образованию вертикальной трещины, как в цементном камне, так и горной породе. В скважинах, где заколонный переток обнаруживали еще при освоении, для вторичного вскрытия, в основном, применялась кумулятивная перфорация и только в двух скважинах №№102 Вишанского и 212 Осташковичского месторождений применяли ГПП. В скважине №119 Вишанского месторождения сначала применили кумулятивную перфорацию, а после проведения изоляционных работ, до сдачи скважины НГДУ, уже использовали ГПП. Таким образом, доля ГПП составляет 17,7%. Метод ГПП для вторичного вскрытия пластов, применявшийся в РУП «ПО «Белоруснефть» в целом, составляет около 16,5%.