Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП

Таким образом, можно утверждать, что при перфорации, как гидропескоструйной, так и кумулятивной, происходит воздействие на цементный камень и имеется вероятность образования трещин в цементном камне за колонной. Как показал анализ по двенадцати скважинам с заколонными перетоками, в десяти из них вторичное вскрытие производилось кумулятивной перфорацией. В связи с этим, рекомендуется вскрытие пластов методом гидропескоструйной перфорации с использованием калиброванного песка и рабочей жидкости, не снижающей фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающей набухание глин.

Для более точного определения наличия заколонного перетока необходимо повысить качество геофизических работ.

Стендовые испытания технологии ГПП с вертикальным надрезом

Исследования и опыты исследователей показывали, что значительная часть энергии абразивной струи непроизводительно расходуется на преодоление сопротивлений при движении её во встречном потоке. Такое наблюдается при фиксированном положении перфоратора, когда имеет место точечная перфорация. При точечной перфорации отверстия в сечениях нормальных действию струи имеет округлую форму.

В плотных и неоднородных породах, а также на объектах, где призабойная зона закольматирована, необходимо искусственно создавать условия, способствующие увеличению площади фильтрации и глубины канала. Это может быть достигнуто изменением направления встречного потока путём создания вертикальных надрезов в пласте, цементном камне и в эксплуатационной колонне. В литературных источниках утверждается, что глубина проникновения абразивной струи при надрезе увеличивается более чем в два раза, при прочих одинаковых условиях проведения процесса.

Для подтверждения вышеизложенного в июне 2002 года проводилось испытание технологии гидропескоструйной перфорации с вертикальным надрезом на стенде для наземного испытания перфораторов, находящегося на базе производственного обслуживания УПНП и РС.

Использовали следующую технику и оборудование:

цементировочные агрегаты АН-700 и ЦА-320;

пескосмеситель 4 ПА;

автоцистерну;

оборудованный центратором диаметром 130 мм и пером перфоратор АП-6М с одной перфорационной насадкой диаметром 4,5 мм.

Порядок работ:

Выполнили первую резку при перепаде давления на насадке 25 МПа в течение 7 мин.

Провернули перфоратор на 90⁰ и прорезали вспомогательное отверстие при перепаде давления на насадке 25 МПа в течение 5 мин.

Выдвинули перфоратор на 5 см и прорезали основное отверстие при перепаде давления на насадке 23-20 МПа в течение 10 мин.

После проведения ГПП, разобрав бетонный блок, получили следующие результаты:

В результате первой резки получен канал в бетонном блоке d=6,5 см и длиной 20 см;

В результате второй резки получен канал d=3 см и длиной 6 см;

В результате третьей резки получен канал d=6,0 см и длиной 13 см;

После осмотра обсадной трубы d=168 мм зафиксированы 3 каплеобразных отверстия d=6,0 мм и длиной 12 мм (копии фотографий обсадной трубы и бетонного блока приведены на рисунках 2.19 и 2.20);



Рис. 2.19. Снимок обсадной трубы

Рис. 2.20. Снимок бетонного блока

В результате осмотра перфоратора зафиксированы промоины на корпусе в районе насадки; сама насадка, а также рабочий шар и седло перфоратора не размыты.

В результате испытания метода вертикального надреза получили соединение 2-х каналов, что значительно увеличивает площадь фильтрации и позволяет нам рекомендовать метод вертикального надреза для широкого применения при проведении гидропескоструйной перфорации.

Гидропескоструйная перфорация с вертикальным надрезом

Как уже отмечалось, при исследовании процесса гидропескоструйной перфорации исследователи (Кривоносов И.В. и другие) / 2 / наблюдали растрескивание цементного блока, выпучивание металлического диска толщиной 8-10 мм в сторону струи. Замеренное давление в перфорированном канале достигало 60 атм. при перепаде давления на перфорационной насадке 180 атм. Это объясняется образованием дополнительных гидравлических сопротивлений за счет движения абразивной жидкости в обратную сторону. Наблюдения за шламом, выносимым из скважины в процессе перфорации, показали, что в нем всегда имеются кусочки цементного камня. По-видимому, это частицы цементного кольца, разрушенного в процессе гидропескоструйной перфорации. Для уменьшения негативного воздействия гидропескоструйной перфорации на цементное кольцо необходимо снижать давление в создаваемом канале путем увеличения площади входного отверстия в обсадной трубе.

Стендовые исследования показали, что увеличение площади входного отверстия в обсадной трубе не только снижает давление внутри канала, но и способствует увеличению его длины. Было доказано / 2 /, что увеличение площади входного отверстия свыше 30 площадей отверстия насадки не оказывает существенного влияния на глубину канала. Таким образом, для снижения негативного воздействия гидропескоструйной перфорации на цементное кольцо и увеличения глубины канала необходимо создавать отверстие в обсадной трубе, площадь которого должна быть равна 30-40 площадей отверстия насадки.

Стендовые исследования показали, что при расстоянии от насадки до колонны равном 20-25 мм, диаметр отверстия в колонне достигает 6-8 мм (при использовании насадок диаметром 4,5 мм). Для того чтобы площадь щели была в 40 раз больше площади отверстия насадки, необходимо, чтобы ее длина была равной 8-10 см. Щели создаются за счет вращения или вертикального перемещения перфоратора.

Как уже отмечалось выше, в процессе гидропескоструйной перфорации в канале создается давление. Поэтому, из канала через стенки в пласт фильтруется жидкость. Исследования показали, что глубина снижения проницаемости достигает 1,5-2 см при начальной газопроницаемости образца 50 Мд. Естественно, при более высокой начальной проницаемости блока (пласта) глубина проникновения кольматирующего материала будет больше.

Для уменьшения негативного воздействия дополнительных гидравлических сопротивлений был предложен и опробован на скважинах №№159 Речицкого и 25 Левашовского месторождений метод гидропескоструйной перфорации с вертикальным «надрезом» путем создания дополнительного отверстия в интервале перфорации для оттока рабочей жидкости. На рисунке изображена последовательность проведения вторичного вскрытия пласта с вертикальным «надрезом».

Согласно утвержденной главным инженером программы, на этих скважинах перфоратор устанавливали в нижней точке проектного интервала перфорации, с учетом растяжения труб под воздействием давления. В течение 15 минут осуществляли резку дополнительного канала. Затем, спустив перфоратор на 5 см, начали резку основного канала. Параметры работы цементировочных агрегатов и пескосмесителей не отличались от обычного процесса. Для определения эффективности метода гидропескоструйной перфорации с вертикальным «надрезом» можно взять скважины №№25 и 26 Левашовского месторождения. Скважина №25 Левашовского месторождения пробурена как второй ствол из скважины №26 Левашовского месторождения. В скважине №26 Левашовского месторождения вторичное вскрытие пласта в интервале 2850-2882 м осуществлялось гидропескоструйной перфорацией в феврале-марте 2000 г. В июле 2001 г. провели кислотную обработку пласта. В скважине №25 перфорировали интервал 2963-3010 м, по новой технологии (ГПП с вертикальным надрезом). В скважинах провели гидродинамические исследования, результаты которых приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9. Результаты обработки кривых восстановления давления, снятых в скважинах №№25 и 26 Левашовского месторождения

№ скважины	25	26
Дата проведения исследования	16.10.01	05.07.01
Метод расчета	По касательной
Дебит, м3/сут	29	11
Забойное давление на глубине замера, МПа	30,06	31,35
Забойное давление на глубине верхних дыр интервала перфорации, МПа	30,52	31,71
Забойное давление на глубине водонефтяного контакта, МПа	28,69	30,71
Пластовое давление на глубине замера, МПа	34,2	32,58
Пластовое давление на глубине верхних дыр интервала перфорации, МПа	34,67	32,94
Пластовое давление на глубине водонефтяного контакта, МПа	32,84	31,94
Депрессия, МПа	4,14	1,23
Коэффициент продуктивности, м3/сут* МПа	6,95	9,11
Угловой коэффициент, МПа	0,8085	1,1013
Отрезок, отсекаемый на оси Dp, МПа	0,186	-3,265
Удаленная гидропроводность, мкм2*см	9.83	2.81
№ скважины	25	26
Призабойная гидропроводность, мкм2*см	14,67	17,35
Удаленная пьезопроводность, см3/с	252	273
Призабойная пьезопроводность, см3/с	377	1689
Радиус влияния скважины, м	67,1	28,5
Приведенный радиус скважины, м	1,83 Е-1	7,87
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины	1,49	6,18
Удаленная проницаемость, мкм	5,883 Е-03	6,331Е-03
Призабойная проницаемость, мкм	9,106 Е-03	3,956Е-02
Линейный размер блока, м	1,08	0,9
Коэффициент обмена	6,721 Е-18	1,62 Е-17
Время запаздывания, сек	42334	17098
Скин-эффект	-2,91	-6,67

Анализируя результаты обработки КВД, следует отметить, что качество вскрытия обеих скважин хорошее. В скважине №26 условия вскрытия пласта даже несколько лучше, чем в скважине №25. Но депрессия в скважине №26 в 3,36 раза меньше, чем депрессия в скважине №25. Это говорит о некорректности результатов исследования по скважине №26 Левашовского месторождения.

Скважина №159 Речицкого месторождения с ноября 1986 г. находилась в контрольном фонде, вследствие обводнения семилукского горизонта (2576-2597 м). В июле 2001 г. был осуществлен переход на воронежский (2525-2550 м) горизонт. По состоянию на 1 декабря 2001 г. из скважины добыли 2174 т, практически, безводной нефти. Поскольку расстояние между интервалами перфорации составляет 26 м и коэффициент качества цементирования эксплуатационной колонны в этом интервале - 2,38, то можно предположить, что вскрытие пласта гидропескоструйной перфорацией с вертикальным надрезом обеспечивает лучшее вскрытие и оказывает меньшее отрицательное влияние на состояние цементного камня.

Многочисленные стендовые испытания показали, что оптимальной фракцией песка является 0,5-0,8 мм / 2 /. В настоящее время для проведения ГПП в «ПО Белоруснефть» используется песок, получаемый из Гомельского ГОК. Разработка песка на ГОКе ведется поблочно. Анализ фракционного состава получаемого песка показал, что количество песка с размерами фракций 0,2-1 мм составляет 45-55%. Для получения максимальной длины каналов необходимо применять калиброванный песок. Оптимальный размер фракций должен быть 0,5-0,8 мм.

В настоящее время, для вторичного вскрытия пластов применяются промывочные жидкости (буровые растворы) с добавлением песка. Во время перфорации, фильтрат жидкости проникает в пласт, и происходит искусственная кольматация коллектора. В целях снижения набухания пластовой глины, породы, содержащие глинистые включения, необходимо вскрывать песчано-жидкостными растворами, не вызывающие набухание глин. Такими свойствами обладают жидкости:

0,5-1% водный раствор хлористого кальция;

0,5-1% водный раствор словотона;

0,5% водный раствор полиакриламида;

1-2% водный раствор стеарокса 6;

0,5-1% водный раствор словотона ЦР;

0,5-1% водный раствор КМЦ;

5-10% водный раствор хлористого натрия с добавками 3,5-5% КМЦ;

10% водный раствор хлористого натрия с добавками 0,3-0,5% ПАВ (сульфанол, дисолван).

Технологические жидкости для гидропескоструйной перфорации

В практике гидропескоструйной перфорации используются три вида буровых растворов - нефть, вода и газожидкостные смеси. Метод гидропескоструйной перфорации имеет большие преимущества по сравнению с другими способами, но также имеет и свои недостатки. Продолжительные остановки циркуляции из-за выхода из строя оборудования крайне опасны, так как применяемые технологические жидкости не отличаются высокой седиментационной устойчивостью.

Содержание в технологической жидкости кварцевого песка фракции 0,2…2,0 мм обычно составляет 50…100 кг/м³. Наиболее простым техническим решением является загущение технической воды или солевых растворов полимерными добавками. В таблице 2.2 представлены результаты замеров скорости падения песка фракции 0,63…1,00 мм в воде и растворах finn-fix (импортный реагент КМЦ) с добавками и без добавок электролитов.

Исходя из данных табл. 2.10, например, при перфорации 146-мм обсадной колонны гидропескоструйным перфоратором, спущенным на 73-мм НКТ, за 1 час простоя (остановки циркуляции) из водопесчаной смеси оседает в зумпф обсадной колонны песчаный столб в 7…15 м, а в НКТ - высотой 10…22 м.

Таблица 2.10. Результаты замеров скорости падения песка фракции 0,63…1,00 мм в воде и растворах finn-fix

Состав раствора и момент замера	Плотность раствора при 200С, кг/м3	Динамическая вязкость при 200С, мПа*с	Скорость падения песка	Замедление скорости падения песка в растворах по сравнению с технической водой, число раз
			см/с	м/ч
Вода техническая	1000	1,01	15,67	564,1	-
Вода + 2% finn-fix	1007	13,31	2,67	96,1	5,87
Вода + 8% CaCl2 + 2% finn-fix	1072	3,96	5,70	205,2	2,75
Вода + 12% CaCl2 + 2% finn-fix	1107	36,32	0,84	30,2	18,65
Вода + 15% CaCl2 + 2% finn-fix	1136	12,78	3,30	11,9	4,75
Вода + 19% CaCl2 + 2% finn-fix	1169	8,74	3,65	131,4	4,29
Вода + 17,7% NaCl + 2% finn-fix: в день приготовления через 1 сут.	1131 1131	33,13 36,32	1,32 1,52	47,5 54,7	11,87 10,31
Вода + 15,7% NaCl + 2% KCl +2% finn-fix: в день приготовления через 1 сут	1127 1127	37,48 37,08	1,25 1,55	45,0 55,8	12,54 10,11
Вода + 22,4% NaCl + 2% finn-fix в день приготовления через 1 сут	1160 1160	32,64 35,33	1,34 1,64	48,2 59,0	11,69 9,55
Вода + 20,4% NaCl + 2% KCl +2% finn-fix: в день приготовления через 1 сут	1164 1164	30,77 34,30	1,86 1,87	67,0 67,3	8,42 8,38

Это приведет к невозможности дальнейшего проведения операции, придется поднять НКТ с перфоратором, очистить их от осевшего песка, затем вновь спустить НКТ и промыть забой, а уж потом продолжить гидропескоструйную резку. Если учесть, что уже во время гидропескоструйной перфорации происходит частичное осаждение песка, то даже при непродолжительных остановках циркуляции необходимо приподнимать НКТ, так как не исключается возможность прихвата. При катастрофическом осаждении песка в воде непродолжительные остановки циркуляции на 5…15 мин. еще опасны и тем, что в этот период внутреннее пространство перфоратора успевает заполниться песком и уже вряд ли удастся прокачать воду и вымыть столбик песка прямой циркуляцией через малые отверстия диаметром 3…6 мм насадок перфоратора. В лучшем случае, может помочь только обратная циркуляция в скважине.

Применение же 2%-х растворов finn-fix позволит кратно и даже на порядок уменьшить скорость осаждения песка. Несмотря на то, что наилучший результат по снижению темпа осаждения кварцевого песка получен в 12%-м растворе СаСl₂, для практического применения эту композицию рекомендовать не следует, поскольку в растворах СаСl₂ finn-fix плохо распускается, гомогенных растворов не образуется, а после отстоя раствора с хлопьями образуются две фазы: наверху - коллоидный раствор; внизу - частицы полимера. Для широкого применения может быть рекомендован раствор NaCl с добавкой finn-fix. Содержанием NaCl в растворе можно будет регулировать не только плотность перфорационной жидкости, но и ее морозостойкость, что важно в зимнее время года, также можно предусмотреть добавку CaCl₂.

Последние композиции более однородны, стабильны во времени и надежно замедляют осаждение песка на порядок. Добавки 2% KCl существенно не сказываются на скорости падения песка и реологических свойствах раствора, но известно, что он обладает лучшими ингибирующими свойствами, чем NaCl. Это имеет особо важное значение при вторичном вскрытии продуктивных горизонтов, имеющих включения глинистых материалов.

С целью изучения влияния предлагаемых технологических жидкостей на качество вскрытия продуктивных пластов были сделаны дополнительные исследования по изучению набухания в этих средах цилиндрических глинистых образцов, приготовленных из бетонитовой глины 20%-й влажности и спрессованных при давлении, равном 2,5 МПа.

По результатам замеров, представленных в табл. 2.11, видно, что наряду с минерализацией раствора важное значение имеет крепящее действие добавки finn-fix, так как без последнего образцы в течение 1 ч развалились.

Таблица 2.11. Результаты замеров при добавления различных добавок в образцы

Состав раствора	Плотность раствора при 200С, кг/м3	Степень набухания образцов глины, %/ч
Вода + 22,4% NaCl	1160	Образец разрушился
Вода + 20,4% NaCl + 2% KCl	1160	Образец разрушился
Вода + 22,4% NaCl +2% finn-fix	1160	2,43
Вода + 20,4% NaCl + 2% KCl +2% finn-fix	1160	1,82
Вода + 22,3% NaCl + 8% KCl +2% finn-fix	1199	3,28
Вода + 22,4% NaCl + 8% KCl +2% finn-fix	1180	2,54

Добавку KCl не следует чрезмерно завышать, его оптимальное содержание в растворе находится в пределах 1…4%. Для загущения раствора и повышения ингибирующих свойств может применяться не только сильвин, но и бишофит, карналлит.

Таким образом, при проведении гидропескоструйной перфорации необходимо должное внимание уделять выбору технологической жидкости с высокими пескоудерживающими свойствами, что обеспечит безопасность ведения работ, а при удачном сочетании и подборе ингибирующих добавок снизит до минимума негативное влияние водных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов.

3. Оценка эффективности ГПП

Расчет эффективности будем проводить на примере скважины 135 Ново-Давыдовская. На данной скважине в 2004 году проводились работы по вторичному вскрытию пласта перфорацией. Вначале были проведены работы по вскрытию пласта гидропескоструйной перфорацией, а затем проведено вскрытие пласта кумулятивным перфоратором ПК-105.

3.1 Затраты на выполнение работ по гидропескоструйной перфорации

Гидропескоструйная перфорация проводится силами структурного подразделения ПО «Белоруснефть» Тампонажное управление. В их обязанности по перфорации входит доставка спец. техники на скважину и проведение самого процесса вскрытия. Поэтому в данный расчет затрат на проведение ГПП не будем включать затраты на подготовительные работы по шаблонированию колонны, опрессовке НКТ и спуску перфоратора на заданную глубину, т.к. РУПНП и РС проводит эти операции до прибытия тампонажной техники.

На скв. 135 Н. Давыдовская при проведении работ использовалось 6 единиц техники (таб. 3.1)

Таблица 3.1. Использование техники при проведении ГПП

Марка	Количество	Марка	Количество
ЦА-320	2	УСП-50	1
БМ-70	1	ЦА-400	-
АН-700	-	АЧФ-1000	2

В состав работ каждой единицы техники входит почасовая работа при резке отверстий в колонне и пробег от гаража до скважины. Расстояние до скважины составляет 100 км. При перфорации затрачено 1,5 тонны песка. Количество резок составляет 15. Стоимость проведения работ техникой Тампонажного управления исчисляется из цены СНиП 1985 года (таб. 3.2).

Таблица 3.2. Стоимость работ единицы техники при проведении ГПП

Марка	Наименование работ	Единицы измерения	Цена
АН-700 ЦА-320	Опресовка обсадной колонны	агр. оп.	43-52
	Опресовка манифольда	агр. оп.	51-30
	Почасовая работа	час	17-10
	Дежурство К - 0,6	час	10-26
	Технический перерыв К - 0,8	час	13-68
	Пробег ЦА-320	км	0-34
	Пробег АН-700	км	0-39
ЦА-400 К - 1,27	Опресовка обсадной колонны	агр. оп.	55-27
	Опресовка манифольда	агр. оп.	65-15
	Почасовая работа	час	21-72
	Дежурство К - 0,6	час	13-03
	Технический перерыв К - 0,8	час	17-38
	Пробег К - 1,2	км	0-41
АЧФ-1000 22ДМ-70	Опресовка обсадной колонны	агр. оп.	43-52
	Опресовка манифольда	агр. оп.	51-30
	Почасовая работа	час	18-16
	Дежурство К - 0,6	час	10-90
	Технический перерыв К - 0,8	час	14-53
	Пробег К - 1,2	км	00-11
БМ-70	Почасовая работа	час	8-75
	Дежурство К - 0,6	час	5-25
	Технический перерыв К - 0,8	час	7-00
	Пробег К - 1,2	км	0-37
4ПА УСП-50М	Почасовая работа	час	10-74
	Дежурство К - 0,6	час	6-44
	Технический перерыв К - 0,8	час	8-59
	Пробег К - 1,2	км	0-28
	Песок	тонна

Время, затраченное на переезд техники и проведение работ ГПП рассчитываем исходя из таблицы 3.3.

Таблица 3.3. Нормы времени на производство ГПП специальной техникой Тампонажного управления

Наименование работ	Количество резок	Среднее расстояние до скв. км	Пробег техники, км	Время в пути, час	Подготовительные работы, час	Первая резка, час	Следующая резка, час	Общее время, час	Заключ. работы, час	Время ГПП, час
Расстановка 7 ед. техники					0,32
Обвязка спец. техники					0,68
Запуск и опрессовка манифольдов					0,22
Восст. Циркуляции и промывка					0,5
Сброс рабочего шара					0,5
Определение потерь					0,25
Выход на режим					0,33
Резка						0,75	0,5
Подъем на следующий интервал						0,13	0,13
Отмывка раб. шара									0,5
Демонтаж оборудования									0,45

Примечание: При количестве резок и расстояний, не указанных в таблице, для вычисления времени ГПП пользоваться последней строкой таблицы по следующей формуле:

X=D+E+L+M, где D=B*2/40, L=F+K*(A-1)

Из таблицы нормы времени рассчитываем среднее значение времени требуемого для проведения ГПП.

L = 0,88 + 0,63*(15-1) = 9,7 - Общее время, часов

D = 100*2/40 = 5 - Время в пути, часов

X = 5 + 2,80 + 9,7 + 0,95 = 18,45 - Время ГПП, часов

По данной скважине согласно акту на выполнение работ от 27.02.2012 г. время работы техники составило 17,40 часа (17 часов 25 мин). Время в пути составило 2,5 часа (2 часа 30 мин). Стоимость работ будем проводить по фактическим данным работы техники. Все данные сносим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4. Расчет стоимости работ по данным работы техники

Наименование машин	Наименование работ	Ед. изм.	Кол. ед	Количество	Цена	Сумма
ЦА-320	Почасовая работа	час	2	17.25	17,10	595,65
	Пробег	км	2	200	0,34	136
АЧФ-1000	Почасовая работа	час	2	17.25	18,16	632,57
	Пробег	км	2	200	0,11	44,0
БМ	Почасовая работа	час	1	17.25	8,75	152,40
	Пробег	км	1	200	0,37	74,00
4ПА	Почасовая работа	час	1	17.25	10,74	187,06
	Пробег	км	1	200	0,29	58,00
ИТОГО:	1879,68
ИТОГО с индексом удорожания 3853	7042407

Так как полученная сумма в ценах 1985 года, то следовательно необходимо сопоставить их с ценами реального времени. Для этого ежемесячно вводится прейскурант индекса удорожания. С учетом индекса удорожания, который на момент проведения ГПП составлял 3853, получаем, что затраты составили: 7 042 407,04 руб.

3.2 Затраты на выполнение работ по кумулятивной перфорации

Кумулятивная перфорация проводится силами структурного подразделения ПО «Белоруснефть» Управление промыслово-геофизических работ. В их обязанности по перфорации входит доставка техники на скважину и проведение самого процесса вскрытия. В расчет включаются затраты на получение перфорационных зарядов и детонационного шнура, их транспортировка, проведение работ по шаблонированию колонны, и спуску перфоратора на заданную глубину.

Стоимость проведения работ техникой УПГР исчисляется из цены СНиП 1991 года (таб. 3.5).

Таблица 3.5. Стоимость проведения работ по кумулятивной перфорации

Наименование работ	Единицы измерения	Цена
Получение перфорационных зарядов	шт.	0-12
Получение детонационного шнура	шт.	0-12
ПЗР на базе	опер.	33-56
ПЗР на скважине	опер.	33-56
Перфорация ПК-105	отв.	35-50
	шт.	10409-25
Шаблонирование	м	84-55
Работа перфорат. Партии	час.	94-30
Проезд по 1 гр. Дорог	км	1-89
Проезд по 2 гр. Дорог	км	2-16

На данной скважине перфорация проводилась в течение трех суток. В первые сутки было прострелено 80 отверстий, во вторые сутки - 80 отверстий, а в третьи - 60 отверстий. В общей сложности было проделано 220 отверстий в интервале перфорации 2775-2786 м. Расстояние до скважины составляет 91 км. С учетом расценок на каждый вид проводимых работ производим расчет затрат, по каждому из дней, на проведение всего процесса кумулятивной перфорации. Все расчеты сводим в таблицы 3.6, 3.7, 3.8.

Таблица 3.6 Стоимость работ за первый день работы

Наименование работ	Единицы измерения	Цена	Выполненный объем работ	Сметная стоимость
Получение перфорационных зарядов	шт.	0-12	80	9,60
Получение детонационного шнура	шт.	0-12	10	1,20
ПЗР на базе	опер.	33-56	1,0	33,56
ПЗР на скважине	опер.	33-56	1,0	33,56
Перфорация ПК-105	отв.	35-50	20	710,06
	шт.	10409-25	80	832738,00
Шаблонирование	м	84-55	2790	84,55
Работа перфорат. Партии	час.	94-30	- - - - - -	- - - - - -
Проезд по 1 гр. Дорог	км	1-89	172	325,08
Проезд по 2 гр. Дорог	км	2-16	10	21,60

Таблица 3.7 Стоимость работ за второй день работы

Наименование работ	Единицы измерения	Цена	Выполненный объем работ	Сметная стоимость
Получение перфорационных зарядов	шт.	0-12	100	14,04
			20	2,81
Получение детонационного шнура	шт.	0-12	12,5	1,76
			2,5	0,35
ПЗР на базе	опер.	33-56	1	39,26
ПЗР на скважине	опер.	33-56	1	39,26
Перфорация ПК-105	отв.	35-50	20	830,21
	шт.	10409-25	80	832738,00
Шаблонирование	м	84-55	2790,0	98,92
Работа перфорат. партии	час.	94-30	0,5	47,15
Проезд по 1 гр. Дорог	км	1-89	171	323,19
Проезд по 2 гр. Дорог	км	2-16	10	18,90

Таблица 3.8. Стоимость работ за третий день работы

Наименование работ	Единицы измерения	Цена	Выполненный объем работ	Сметная стоимость
Получение перфорационных зарядов	шт.	0-12	60	8,42
Получение детонационного шнура	шт.	0-12	7,5	1,05
ПЗР на базе	опер.	33-56	1,0	39,26
ПЗР на скважине	опер.	33-56	1,0	39,26
Перфорация ПК-105	отв.	35-50	20	414,83
	шт.	10409-25	40	416369,00
Перфорация ПК-105	отв.	35-50	10	379,73
	шт.	10409-25	20	217517,00
Шаблонирование	м	84-55	2780,0	98,60
Проезд по 1 гр. Дорог	км	1-89	171	323,19
Проезд по 2 гр. Дорог	км	2-16	10	18,90

С учетом полученных данных за трое суток работы оборудования, для перфорации скважин кумулятивными зарядами, рассчитываем сумму затрат на проводимые операции. По состоянию на март 2012 года индекс удорожания составил 2959.

Таблица 3.9 Затраты на проведение кумулятивной перфорации

Дата	Площадь	№ скв	Сметная стоимость, руб. коп	Индекс удорожания	Стоимость с индексом удорожания	В том числе стоимость
						Комплект зарядов	Кол-во
04-03-2012	Ново-Давыдовская	135	1219,21	2959,0	4440380	832738	80
05-03-2012	Ново-Давыдовская	135	1415,85	2959,0	5022238	832738	80
06-03-2012	Ново-Давыдовская	135	1323,24	2959,0	4549353	633886	60
ИТОГО:	3958,30		14 011 971	2 299 362	220

3.3 Сравнение полученных результатов

Как видно из расчетов, приведенных выше, стоимость работ по перфорации пласта техникой Тампонажного управления, с использованием гидропескоструйного перфоратора, составила 7 042 407,04 руб. А работы техникой УПГР, с использованием кумулятивного перфоратора, составляют 14 011 947.

Однако не следует делать вывод, что проведение гидропескоструйной перфорации значительно эффективней с экономической точки зрения. В данной работе произведено сравнение затрат на проведение двух видов перфорации на одной и той же скважине, что дает максимальный эффект для дальнейшего сравнения. Но следует учитывать, что расчет проводился по двум конкретным управлениям - Тампонажное управление и Управление промыслово-геофизических работ - средствами которых проводилась перфорация. Управление промыслово-геофизических работ проводит работы по перфорации только техникой своего управления, а при перфорации гидропескоструйными перфораторами в обязанности Тампонажного управления входит только доставка техники на скважину и проведение самого процесса перфорации. Все подготовительные работы выполняются до прибытия техники Тампонажного управления. Также следует отметить что при ГПП количество отверстий на 1 м, значительно меньше, чем при кумулятивной перфорации. Как следует из таблицы 9 значительную часть затрат при этом занимают именно стоимость зарядов.

Вследствие всего вышеизложенного, можно сделать вывод, что перфорация гидропескоструйными аппаратами не будет значительно отличаться в затратах от перфорации кумулятивными перфораторами. Из опыта прошлых лет общеизвестно, что затраты на гидропескоструйную перфорацию превышает обычно затраты на остальные виды перфорации, однако в каждом случае эта сугубо индивидуальная сумма.

Заключение

Разработан дипломный проект на тему «Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП». Подробно описаны геологические особенности месторождения, представлена технология ГПП и меры безопасности, которые необходимо соблюдать при проведении операции.

Подводя итог работы, можно сделать следующие выводы.

При перфорации, как гидропескоструйной, так и кумулятивной, происходит воздействие на цементный камень и имеется вероятность образования трещин в цементном камне за колонной. Как показал анализ по двенадцати скважинам с заколонными перетоками, в десяти из них вторичное вскрытие производилось кумулятивной перфорацией. В связи с этим, рекомендуется вскрытие пластов методом гидропескоструйной перфорации с использованием калиброванного песка и рабочей жидкости, не снижающей фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающей набухание глин.

При точечной перфорации методом гидропескоструйной перфорации в канале возникают дополнительные гидравлические сопротивления, для преодоления которых затрачивается часть энергии струи. Внутри перфорационного канала возникает избыточное давление. Для предотвращения этого негативного явления предлагалось увеличить площадь отверстия в обсадной колонне. Размер отверстия можно увеличить путем создания щелей или вспомогательного отверстия для оттока рабочей жидкости выходящей из канала. Предложенный метод гидропескоструйной перфорации с вертикальным надрезом решает эту задачу. Для повышения качества вскрытия пласта при проведении ГПП необходимо применять калиброванный песок и специальные жидкости.

С экономической точки зрения следует отметить, что гидропескоструйный метод не является самым «дешевым» методом. Затраты на проведение процесса ГПП структурным подразделением РУП ПО «Белоруснефть» Тампонажное управление, составили 7 042 407,04 усл. ед. На проведение процесса кумулятивной перфорации на той же скважине было затрачено 14 011 947 усл. ед.

Список литературы

1. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. - М.: Недра, 1983. - 256 с.

2. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1972. - 336 с.

3. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. 2-е изд., перераб. и доп.-М.: Недра, 1980. - 380 с.

4. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 271 с.

5. Вицени Е.М. Кумулятивные перфораторы, применяемые в нефтяных и газовых скважинах. 2-е изд., перераб. - М.: Недра, 1971. - 144 с.

6. Волкова Л.М. Средства индивидуальной защиты для работников газовой и нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1984. - 156 с.

7. Григорян Н.Г., Пометун Д.Е., Горбенко Л.А., Ловля С.А., Каплан Б.Л. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 354 с.

8. Григорян А.М. Руководство по вскрытию нефтеносных пластов многозабойными скважинами. Изд-во «Советская Кубань», Краснодар, 1958.

9. Демьянова Е.А. Физико-химические основы применения поверхностно активных промывочных жидкостей для вскрытия пласта. Гостоптехиздат, 1963.

10. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1987. - 427 с.

11. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Хасаев А.М., Гусев В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1986. - 382 с.

12. Мовсумов А.А., Кязимов Э.А., Шейхи Ф.А. Изменение режима перфорации при заканчивании скважин для предотвращения водо- и пескопроявлений // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Научно-технический журнал. - Москва, 1999 №7-8 - С 41-43.

13. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И., Интенсификация добычи нефти. М.: «Недра», 1975, 264 с.

14. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. - М.: Недра, 1970. - 312 с.

15. Петров Н.А., Есипенко А.И. Технологические жидкости для гидропескоструйной перфорации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Научно-технический журнал. - Москва, 1994 №3 - С 33-35.

16. Харрис М.Х. Проблемы перфорации скважин // Инженер-нефтяник: Научно-технический журнал. - Москва, 1966, №11 - С 17-18.

17. Юрченко А.А. Об использовании отечественных кварцевых песков для вскрытия пласта гидропескоструйной перфорацией // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Научно-технический журнал. - Москва, 1998 №12 - С 13-15.

18. СТП 39-22-2002 «Проведение гидропескоструйной перфорации». Гомель: БелНИПИнефть, 2002.

19. Инструкция по охране труда при проведении гидропескоструйной перфорации пласта для работников Тампонажного управления №27 - К. - Речица, 2001.

20. Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сборник научных трудов. - Вып. 3. - Гомель: БелНИПИнефть, 1999. - 370 с.

21. Оформление технической документации: Практическое руководство к дипломному проектированию для студентов специальности 51.02.02 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»/Авт.-сост.; А.В. Захаров, Л.Ф. Дробышевская. - Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого, 2004. - 24 с.

Размещено на Allbest.ru