Проектные показатели разработки Якшур-Бодьинского месторождения

   водонефтяными контактами (ВНК).

• Использование Гидромеханической щелевой перфорации в скважинах перед

  гидроразрывом пласта.

• Гидромеханическая щелевая перфорация нагнетательных скважин.
• Повторная Гидромеханическая щелевая перфорация после кумулятивной перфорации.
• Скважины с резким падением дебитов в результате  кольматации призабойной зоны пласта.
• Перфорация скважин перед аварийным цементированием.
• Перфорация скважин, предназначенных для утилизации отходов.
• Перфорация скважин подземных хранилищ газа.
• Скважины с высоким содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), с вязкой нефтью, при использовании специальных растворителей или подогретой жидкости вскрытия.

 

Перечисленные факторы в полной мере соответствуют применимости данной технологии гидромеханической щелевой перфорации в намеченных к бурению скважины и БС.

 

2.4 Анализ применимости  комплексной перфорации с использованием гидромеханического перфоратора на других месторождениях.

Сегодня существует очень  широкий ассортимент систем перфорации и систем для спуска зарядов. Это  позволяет подобрать для каждой скважины наиболее оптимальное оборудование, чтобы в дальнейшем ее можно было эксплуатировать по максимуму. При  этом для каждого вида скважины есть свое специфическое оборудование. Так, для коллекторов и для повышения уровня производительности скважины используются пулевые перфораторы с малым диаметром и одновременно с возможностью глубоко проникать в пласт. Такие устройства могут работать при высоких температурах и при высоком давлении. А есть перфораторы крупных габаритов, которые используются для скважин с большим диаметром.

Впервые перфорационная система  в виде пулевой перфорации для  обсадной колонны была применена  на нефтяной скважине в 1932 году. Это  была скважина, находящаяся в южной  части штата Калифорния, называлась она Ля-Мерсед №17. Первая перфорация была проведена до уровня в 812 метров, при этом использовалось 80 пуль. Позже, спустя 16 лет впервые было использовано кумулятивное перфорирование. А современное  перфорирование с использованием спусковых  зарядов на гибких НКТ было впервые  применено только в 80-х годах. Все  эти новшества были произведены  практически одной американской крупной компанией, которая существует на рынке перфорационных систем и  сейчас, и, кстати, успешна в своей  отрасли.

Пожалуй на данный момент технология комплексной пластической перфорации скважин (КППС) максимально близка к  определению «качественной перфорации». Большой опыт применения, эффективность  и качество вскрытия, экономия времени  и денежных средств делают этот тип  перфорации наиболее рациональным из всех ныне существующих. Комплексная  пластическая перфорация - технология невзрывного вскрытия и обработки  призабойной зоны продуктивных пластов  скважин - была разработана и применяется  с 2003 года. Технология прошла все процедуры  утверждения и получила патенты  Российской федерации на изобретения  № 2249678, 2256066, 2247226.

 

Особо актуально использование  метода комплексной пластической перфорации в скважинах после проведения ремонтно-изоляционных работ. Так, за счет качественного вскрытия эксплуатационной колонны скважин и обеспечения  надежной гидродинамической связи  скважины с коллектором, мгновенная приемистость скважин ОАО "Томскнефть" увеличилась примерно в 3-4 раза. При  выводе скважины на режим данные показатели могут снижаться до отметки в 1,5 - 2 раза (см. рис. №№ 24,25,).

Рисунок 24

 

Рисунок 25

           На месторождениях ОАО "Томскнефть" ВНК технология применяется с  2005 года, общий объем выполненных  работ составляет свыше 120 скважино  операций. Основной объем работ  выполняется при комплексной  обработке продуктивных интервалов  нагнетательных скважин. Продолжительность  эффекта составляет в среднем  6 месяцев.

           В течение 2006 года на скважинах  Тевлинско-Русскинского и Ватьеганского  месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз"  отслеживались показатели влияния  реперфорации перед гидроразрывом  пласта на эффективность геолого-технических  мероприятий (ГТМ). Были рассмотрены  результаты применения кумулятивной  и комплексной пластической перфораций при проведении ГРП. В эксперименте участвовали 124 эксплуатационные скважины Тевлино-Русскинского месторождения и 48 эксплуатационных скважин Ватьеганского месторождения (см. рис. №№ 26,27).

Рисунок 26

Рисунок 27

   При проведении  комплексной пластической перфорации  перед 

проведением ГРП увеличиваются  показатели дебита жидкости и нефти  после ГРП (при практически одинаковых показателях обводненности). Так, средний прирост по нефти, приходящийся на 1 скважину по Тевлино-Русскинскому месторождению после ГРП с применением комплексной пластической перфорации, составил 12,6 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией - 8,11 тонн/сут., что в 1,5 раза меньше. Эффект ГРП с применением комплексной пластической перфорации держится гораздо более продолжительный срок, нежили с применением кумулятивной перфорации.

 

2.5 Проектирование  ГМЩП в скважине Якшур-Бодьинского месторождения.

       Сопутствующими работами при проведении ГМЩП служат:

комплекс геофизических  методов включающих привязку (ГК, МЛМ),

диагностика объекта до ГМЩП (шаблонировка ОПЗ)

контроль и освоение свабированием  после проведения работ (САТ).

      Весь технологический процесс гидромеханической щелевой перфорации можно разделить на 3 этапа.

1 этап: Привязка перфоратора.

      Перфоратор  крепится к колонне НКТ 73 и  спускается до планируемого интервала  перфорации.

Геофизическим методом гамма  каротажа (ГК), прописываемым после  спуска, осуществляется привязка реперного  патрубка перфоратора к  заданному  интервалу перфорации.

 

 

 

 

 

 

 

2 этап: Вскрытие колонны.

       Для  проведения данной перфорации  скважин требуется бригада капитального  ремонта скважин, штатное оборудование  и  2 насосных агрегата (ЦА-320), способных  развивать и стабильно удерживать  давление 15 МПа в течение 8-10 часов.

На устье скважины насосный агрегат создает начальное давление 1,5-2 МПа. в линии насосно-компрессорных  труб, тем самым перфоратор приводится в рабочее положение, диски-фрезы  прибора упираются в эксплуатационную трубу изнутри.

        При  возвратно-поступательном движении  лифта НКТ 73 с перфоратором по обрабатываемому интервалу, с поэтапным увеличением создаваемого давления в линии НКТ диски-фрезы продавливают стенки эксплуатационной трубы и выходят за её пределы, формируя тем самым продольные диаметрально расположенные на 180^О щели.

        Процесс  вскрытия колонны основан на  принципе пластической деформации  металла от нагрузки в каждой  точке и фиксируется индикатором  веса (ГИВ, ИВЭ) или имеющимся  аналогом данного прибора.

Особая рабочая боковая  поверхность дисков-фрез оказывает  физическое воздействие на кромки сформированных щелей, осуществляя их фрезерование, исключая смыкание щели, тем самым  достигается высокое качество вскрытия эксплуатационной колонны. Время обработки  одного метра 40-60 минут.

 

 

 

 

 

 

3 этап: Намыв каверны

        Струи  гидромониторных насадок перфоратора  под высоким давлением 15 МПа  размывают цементное кольцо и  прилегающую горную породу, образуя  фильтрационные каналы глубокого  проникновения, глубиной от 0,5 м,  а также каверны в пристволовой  зоне скважины. Большую пробивную  способность гидромониторным насадкам  обеспечивает используемая технология  поочередного создания двух соседних  фильтрационных каналов в перфораторах, тем самым избавляясь от эффекта  стесненности струи, существенно  снижающего скорость и глубину  разрушения пород. 

       Гидромониторные насадки ориентируют струи в плоскость прорезанных щелей вниз под углом 75º (две насадки), а так же под углом 90º (две насадки),  относительно оси перфоратора, с продолжительностью точечной работы 5 минут и дискретностью спуска к подошве пласта 180-200 мм. Расход глинокислоты  8 литров  в секунду. Время реагирования кислоты с породой 2 часа.

 

2.6. Определение  технологической эффективности  при ГМЩП.

       Для определения технологической эффективности   сравним кумулятивную перфорацию с гидромеханической.

        Кумулятивная перфорация применяется в мировой практике более 60-ти лет. Несмотря на широкое распространение кумулятивная перфорация имеет ряд существенных недостатков: оказывает разрушающее воздействие на цементное кольцо отсутствует система центрирования, что приводит к образованию некачественных отверстий, имеея вероятность того, что не все кумулятивные заряды сработают. В терригенных породах от действия кумулятивной перфорации струи образуется стекло, что вызывает кольматацию пристволовой зоны скважины. Система отверстий в эксплуатационной колонне не способна включить в разработку максимальное количество флюидопроводящих каналов и зон дренирования.

      Гидромеханическая перфорация полностью лишена недостатков, присущих кумулятивной перфорации и имеет следующие преимущества: безопасная технология, отсутствует ударное воздействие на колонну, сохраняется целостность цементного кольца ниже и выше интервала перфорации, создается обширная зона вскрытия и объемные каверны, обеспечивается наилучшее сообщение скважины с пластом, облегчает проведение мероприятий по интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи пласта, а так же возможность вскрытия боковых стволов и горизонтальных скважин.

 

2.6.1. Исходные данные  для определения технологической  эффективности.

Исходными данными будут  служить:

Р_к=17,35 МПа- пластовое давление;

Р_с=15,95 МПа- забойное давление;

К=0,403 мкм²- абсолютная проницаемость;

r=0.073 м- радиус скважины;

R=250 м- радиус контура питания;

R₁=0.103 м- радиус зоны кольматации частицами крупного размера;

R₂=2.073 м-радиус зоны кольматации частицами мелкого размера;

К₁=0,04 мкм²- проницаемость зоны кольматации частицами крупного размера;

К₂=0,269 мкм²- проницаемость зоны кольматации частицами мелкого размера;

µ= 26,5 мПа*с- вязкость нефти;

h=6 м;

s=0.42 д. ед. – текущая водонасыщенность;

s_св= 0.2 д. ед. -  насыщенность связанной водой;

s_о.н.=0.264 д. ед.- остаточная нефтенасыщенность;

 

Определить:

q^н*,q^в*, q^ж*- дебит нефти, воды и жидкости (соответственно )при естественной проницаемости пласта ,(тонн/сут).

q^н, q^в ,q^ж- дебит нефти, воды и жидкости (соответственно) при усредненной проницаемости пласта ,(тонн/сут).

 

2.6.2 Выбор метода  определения технологической эффективности.

 

       Так  как в процессе разработки  пластовое давление снижается  низкими темпами, то в расчетах  будем использовать формулу для  установившейся плоскорадиальной  фильтрации несжимаемого флюида  с учетом водонасыщенности  пласта.

       Вокруг  скважины образовались условно  две зоны, каждая из которых  имеет  свою проницаемость  отличную от естественной проницаемости  пласта. Поэтому в расчетах необходимо  рассчитать среднее значение  абсолютной проницаемости.

       Для  определения эффекта прироста  добычи воспользуемся соотношением  соответственно дебитов  нефти,  рассчитанных при естественной  проницаемости и при среднем  значении проницаемости, к этим  проницаемостям соответственно.

 

 

2.6.3. Расчет технологической  эффективности при реализации ГМЩП.

Расчет для  средней проницаемости.

Формулы для вертикальной скважины будут иметь вид:

 

B=, Па/м  

(1)

 , м³/сут.

 (2)

, м³/сут.

(3)

 и  - дебиты соответственно жидкости и нефти.

f_в и f_н - относительные фазовые проницаемости для воды и нефти.

 

для s_св  ≤ s ≤ 1,

(4)

 для 0 ≤ s ≤ 1-s_о.н.,

(5)

 

где a=3,5; b=2,8; c=2,4.

Рассчитаем фазовую проницаемость  по воде (4) и нефти (5):

f_в= д.ед.

 

f_н=

 

.

(6)

К_ср. - средняя проницаемость пласта после бурения с учетом зон кольматации, мкм²; r_i- радиус внешней зоны , м; r_i-1- радиус внутренней зоны, м; К_i- проницаемость соответствующей зоны, мкм².

Рассчитаем среднюю проницаемость (6)

 

К_ср= мкм²

 

Рассчитаем дебиты вертикальной скважины  (1), (2), (3) с учетом средней  проницаемости (6).

 

 

В₌

 

2××0.257 ×10^-6×6×0.18×16.59×10⁴×10³/26.5=10.9м³/сут.

 

Тогда массовый дебит  равен :

 

10.9×909= 9.91 тонн/сут.

 

2××0.257×10^-6×6×(0.18×10³/26.5+ +0.01×10³/1.1)×16.59×10⁴×10³/26.5=25.4 м³/сут.