Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

2.11. ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ

ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОМ ДАВЛЕНИИ В СИСТЕМЕ

«СКВАЖИНА – ПЛАСТ»

Промышленно технология вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференцированном давлении в системе «скважина – пласт» применялась на Шумовском, Сибирском и Аптугайском месторождениях в Пермском Прикамье, на Черемуховском месторождении Татарстана и Тевлино-Русскинском месторождении Западной Сибири (табл. 2.23). Всего было пробурено 30 скважин, из них на Шумовском месторождении – 10, в том числе на башкирский ярус – 6 и верейский горизонт (В3+4) – 4; на Сибирском месторождении – 3 скважины на бобриковский горизонт; на Черемуховском – 13 на башкирский ярус; на Аптугайском месторождении – 1 скважина на турнейский ярус.

На Черемуховском, Сибирском и Аптугайском месторождениях скважины строились с открытыми стволами, на Тевлино-Русскинском –

сустановкой хвостовиков; на Шумовском месторождении 6 скважин были построены с открытыми стволами и 4 – с установкой хвостовиков. Хвостовики не цементировались, а в интервале нефтенасыщенного продуктивного пласта хвостовик представляет собой фильтр. Остальные данные по конструкциям скважин представлены в табл. 2.23.

Вскрытие продуктивных пластов производилось долотами диаметром 144 мм на Сибирском и Черемуховском месторождениях, за исключением скважин № 5424 и 5425 Черемуховского месторождения, на которых применялись долота диаметром 124 и 138,1 / 80БИТ.

Промывка осуществлялась газожидкостной смесью (нефть + азот)

срасходом нефти 6–8,2 л/с и азота – 9–12 м3/мин. Плотность газожидкостной смеси по скважинам изменялась в пределах 460–780 кг/м3. Только по

скважине № 42 Аптугайского месторождения в качестве промывочного агента использовалась нефть плотностью 870 кг/м3. При вскрытии продуктивных пластов депрессия на последние по месторождениям была следующей: по Шумовскому– 0,1–3,2 МПа, но преобладала в пределах 1,4–2,3 МПа, Тевлино-Русскинскому – 1,8–2,2 МПа, Черемуховскому – 0,9–4,0 МПа, но

преобладала в пределах 2,0–3,8 МПа.

Вскрытие продуктивных пластов на ОПД повсеместно позволило повысить дебиты скважин. Так, на Шумовском месторождении по башкирскому

301

302

ярусу дебит увеличился с 5,4 до 10,4 т/сут (почти в 2 раза), на Черемуховском месторождении по башкирскому ярусу – с 5 до 17 т/сут (в 3,4 раза). На двух скважинах Сибирского месторождения, пробуренных на бобриковский горизонт, дебитувеличилсяс20,5 до104 т/сут, т.е. в5,1 раза(см. табл. 2.23).

Таким образом, из полученных данных следует, что применение технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» позволило повысить дебиты скважины в карбонатных коллекторах в 2–3,4 раза, а в терригенных – более чем в 5 раз.

При этом следует отметить, что при проведении приемочных испытаний и промышленном применении технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» в неполной мере реализованы потенциальные возможности технологии, так как после окончания вскрытия продуктивного пласта производилась задавка скважины на период подъема бурильного инструмента и спуска лифта для добычи нефти.

2.12. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВСКРЫТИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ ДАВЛЕНИИ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ»

Расчет экономического эффекта выполнен по тем месторождениям, по которым оценен технологический эффект, в частности по Шумовскому, Черемуховскому, Сибирскому и Аптугайскому (по каждому объекту в отдельности в связи с отличающейся эффективностью).

Исходными данными для расчета экономического эффекта от вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт» являются фактические средневзвешенные величины дебитов, получаемые при внедрении новой технологии, и базовые величины дебитов до внедрения технологии в сопоставимых геологотехнических условиях.

В качестве дополнительных затрат, связанных со вскрытием продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт», использованы средневзвешенные фактические затраты по месторождениям, на которых были пробурены скважины.

На основании комплексного опробования специального оборудования для бурения на ОПД индивидуальных, стендовых и приемочных ис-

305

пытаний на 33 скважинах технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» [197] Госгортехнадзор РФ выдал разрешение на промышленное применение технологии вскрытия продуктивных пластов на отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт» в Пермском Прикамье, а Пермский областной центр экологической сертификации – сертификат соответствия.

Приемочными испытаниями новой технологии на 33 скважинах и промышленным внедрением на 30 скважинах была доказана ее высокая эффективность. Так, дебиты по скважинам, пробуренным с применением технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт», в 2–5 раз выше, чем по базовым скважинам, пробуренным на репрессии.

Годовой экономический эффект от внедрения технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» на 51 скважине составляет 222,2 млн руб.

Годовой экономический эффект в расчете на одну скважину, пробуреннуюпоновойтехнологиипоместорождениямсоставляет(вценах2005 года):

–Шумовскому – 2109 тыс. руб.;

–Сибирскому – 4091 тыс. руб.;

–Гожанскому – 1430 тыс. руб.;

–Черемуховскому – 5247 тыс. руб.;

–Аптугайскому – 47 433 тыс. руб.;

–Западно-Ножовскому – 14 740 тыс. руб.

Разработанная технология и технические средства позволяют успешно осуществлять вскрытие продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» при строительстве вертикальных, наклонно направленных скважин, скважин с горизонтальными стволами и дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин обычных

ис горизонтальным окончанием.

Впроцессе приемочных испытаний и промышленного применения были опробованы и показали высокую надежность рекомендации по:

– выборуобъектовдлявскрытияпродуктивныхпластовнадепрессии;

– обоснованию рациональной конструкции скважин;

– надежному определению местоположения кровли и подошвы продуктивного пласта;

306

– составу и технологии производства подготовительных работ к вскрытию продуктивных пластов на ОПД и технологии заканчивания скважин на ОПД;

–комплектам бурового, противовыбросового, специального оборудования и их технологическим обвязкам;

–обоснованию программ промывки на ОПД с обеспечением контролируемой проектной депрессии на продуктивные пласты;

–проведению геофизических исследований в скважинах, законченных строительством на ОПД.

2.13. ВЫВОД

Исходя из результатов анализа особенностей горно-геологических и технических условий строительства и заканчивания скважин в Пермском Прикамье, обобщения материалов теоретических и экспериментальных исследований отечественных и зарубежных ученых, влияния буровых промывочных растворов на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, предложено разделить строительство скважин на два этапа: до продуктивного пласта и в продуктивном пласте.

Для вскрытия продуктивных пластов рекомендовано применить новое техническое решение, в частности заканчивание производить при отрицательном дифференцированном давлении в системе «скважина – пласт». Это единственная в настоящее время технология, позволяющая сохранить естественные коллекторские свойства пласта.

Детально рассмотрены проблемы, связанные с реализацией технологии заканчивания скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе«скважина– пласт», приведеныосновныенаправления ихрешения.

Показана большая перспективность применения новой технологии заканчивания скважин при строительстве и реконструкции скважин, особенно при внедрении приведенной в данной монографии технологии глушения с одновременной интенсификацией притока.

307

3. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Ранее приведенными результатами исследований показано, что совершенствованием составов, технологии приготовления и методов химической обработки буровых растворов представляется возможным повысить дебиты скважин на 10–30 %, однако потенциальные дебиты скважин не достигаются. Последнее обусловлено тем, что на качество заканчивания скважин значительное влияние оказывает технология вторичного вскрытия продуктивного пласта, при которой, согласно данным А.М. Руцкого

иН.Н. Петрова, при создании первых отверстий при кумулятивной перфорации величина импульсов взрывных давлений в интервале перфорации

ина 50 м выше и ниже составляет 700–1000 атм. При этом наряду с за-

грязнением продуктивного пласта перфорационной средой создается напряженное состояние в призабойной зоне пласта. Использование новых газодинамических методов вскрытия отечественных и зарубежных, например перфогена Stim-Gun и их аналогов, также не решает проблемы снижения напряженного состояния ПЗП и предупреждения негативного влияния на цементное кольцо. Новые щадящие методы вторичного вскрытия, такие как сверлящая перфорация и PeneDRILL, не оказывают отрицательного влияния на крепь скважин, однако не обеспечивают снижение напряженного состояния в ПЗП. Кроме того, все рассмотренные методы вторичного вскрытия не позволяют существенно увеличить площадь фильтрации в интервале продуктивного пласта.

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

308

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

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи исследования:

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

–разработка жидкостей перфорации и интенсификации притока, обеспечивающих максимальное сохранение и повышение фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) на стадии вторичного вскрытия и ввода скважин

вэксплуатацию;

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

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

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

–совершенствование технических средств, предупреждающих аварийные ситуации при ЩГПП;

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

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

С целью повышения качества заканчивания скважин, по-видимому, необходимо провести анализ современного состояния вторичного вскрытия продуктивных пластов.

3.1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ВТОРИЧНОГО

ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Как отмечалось выше, при первичном вскрытии продуктивных пластов бурением происходит снижение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, пористости и проницаемости, и в результате этого ввод скважин в эксплуатацию происходит с дебитами ниже потенциальных.

309

Кроме того, в процессе первичного вскрытия, а также при разработке месторождений, в случае значительного снижения пластового давления создается в первом случае в призабойной зоне продуктивного пласта, а во втором случае в продуктивном пласте в целом напряженное состояние, которое обусловливает снижение фильтрационно-емкостных свойств. В связи с этим актуальным является при вторичном вскрытии продуктивных пластов выход за пределы зоны проникновения компонентов бурового раствора и снижение напряженногосостояниявпризабойнойзонепродуктивныхпластов.

Для решения данных задач рассмотрим методы вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Существует целый ряд методов перфорации, таких как пулевая, торпедная, электролитическая, химическая, сверлящая, прокалывающая, фрезерующая, термическая, механическая гидропескоструйная и гидравлическая гидропескоструйная.

Основными методами вторичного вскрытия в Пермском Прикамье являются прострелочно-взрывные работы кумулятивными перфораторами различных конструкций.

Сущность эффекта кумуляции заключается в том, что газообразные продукты детонации части заряда, называемой активной, двигаясь к оси заряда, концентрируются в мощный поток, называемый кумулятивной струей. Если выемка заряда облицована тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль его оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газообразных продуктов, но и из размягченного металла. Обладая очень высокой скоростью в головной части (6–8 км/с) при соударении с твердой преградой, струя развивает такое давление, по сравнению с которым предел прочности даже особо прочных материалов пренебрежимо мал. В связи с этим глубина пробития канала в преграде не зависит от механической прочности материала преграды, а определяется соотношением плотностей материала струи и преграды. Благодаря этому кумулятивные перфораторы могут применяться для вскрытия пластов, сложенных прочными породами [225].

При проникновении струи в преграду расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Однако за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне и вокруг перфорационного канала. Как показали лабораторные эксперименты, около 15 % всех перфорационных каналов оказываются полностью закупоренными продуктами горения.

310