Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт

..pdf
Скачиваний:
3
Добавлен:
12.11.2023
Размер:
14.8 Mб
Скачать

ной непрерывной подаче НКТ при интенсивной промывке с производительностью не менее 20 л/с.

Применение этой конструкции перфоратора и технологии промывки ствола скважины и щелей после ЩГПП позволило исключить необходимость спуска долота с забойным двигателем для разбуривания и вымыва песка с забоя. Кроме того, представилось возможным перед подъемом перфоратора закачать в интервал перфорации и на 50–100 м выше него жидкость интенсификации притока – смесь высших диоксановых спиртов (Т-80) или полифторированный спирт-теломер n-2.

Оценка качества вскрытия продуктивных пластов производилась путем определения местоположения полостей, их глубины и объема [255].

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

На рис. 3.25 в качестве иллюстрации возможностей комплекса [255] представлены результаты контроля качества ЩГПП на скважине № 248 Уньвинской площади.

На снимке САТ фиксируются три интервала щелевой перфорации. Все отверстия хорошо проработаны. На профилеграмме САТ отмечаются глубины 0,4 м и более. Облака точек отражений сигнала от дна полостей обведены замкнутой линией.

АК с регистрацией энергетических параметров (средней амплитуды) волнового сигнала способен фиксировать неоднородности и объемные нарушения пород. В связи с этим существует возможность с его помощью оценить величину (глубину пустот) объемных изменений в околоскважинном пространстве после проведения перфорации. Оценка ведется по сравнительным измерениям до и после перфорации. В приведенном на рис. 3.26 примере при сравнении средней амплитуды (параметр Р) до и после перфорации отмечается падениесредней амплитуды(до 3 раз) в интервалахрезов. Сучетомданных профилемера САТ такое падение амплитуд ВС соответствует глубине резов 0,4 м. В интервале перфорации налицо сильное изменение околоствольного пространстваитемсамымподтверждаетсяналичиесвязиспластом.

Другой пример применения комплекса приведен на рис. 3.26. Снижение показаний ЭМДСТ указывает на наличие нарушений колонны, и они совпадаютпоглубинесотверстиямиперфорацииЩГПП.

431

Рис. 3.25. Контроль качества перфорации на скважине № 248 Уньвинской площади

Рис. 3.26. Контроль качества перфорации на скважине № 331 Уньвинской площади

432

На снимке САТ фиксируются 2 интервала резов. Качество отверстий хорошее. Падение средней амплитуды ВС в интервалах резов– более чем в3 раза. ТакоепадениеамплитудВСсоответствуетглубинерезов0,4 миболее.

Таким образом, в интервале перфорации обнаруживается сильное изменение околоствольного пространства, и тем самым устанавливается наличие связи с пластом.

Комплекс контроля качества ЩГПП с 2004 года дополнен еще одним методом – скважинным акустическим геовизором. Прибор имеет в качестве измерителя характеристик окружающей скважину среды точечный зондирующий акустический преобразователь. Этот метод, в отличие от метода сравнения энергетических параметров ВС, отличается точностью оценки местоположения полостей в заколонном пространстве и их объемных характеристик.

Ниже приведен пример исследования скважины № 929 Яринской площади (рис. 3.27).

Рис. 3.27. Контроль качества щелевой гидропескоструйной перфорации на скважине № 929 Яринской площади

433

Проведен типичный комплекс исследований: САТ, ЭМДСТ, ВАК (аппаратура МАК-2). Дополнительно проведено радиальное зондирование околоскважинного пространства прибором типа геовизор.

По результатам исследований ЭМДСТ и САТ, местоположение ЩГПП следующее:

1705,6–1706,25 м – 1-я группа щелей;

1706,7–1707,5 м – 2-я группа щелей.

На снимке САТ в 1-й группе выделяются 4 реза, 16 отверстий; во 2-й группе – 2 реза, 8 отверстий.

По результатам обработки ВС (см. средние амплитуды до и после ЩГПП на рис. 3.27) глубина резов ЩГПП составила не менее 40 см, и связь скважины с пластом обеспечена.

По данным геовизора (см. кривую средней амплитуды геовизора на рис. 3.27), между 1-й и 2-й группами щелей в заколонном пространстве существует перемычка пород (1706,3–1706,7 м). Объем пространства, образованного щелями 1-й группы, существенно превышает объем пространства, образованного щелями 2-й группы, причем основные пустоты образовались выше резов в колонне и по геовизору определяются в интервале

1704,6–1706,3 м.

Ниже приведен пример вида фазовой диаграммы ВС (рис. 3.28). Отметим, что в интервале ЩГПП сильно снизились амплитуды волнового сигнала. Особенно выражено падение амплитуд гидроволн (время от 1000 и более мкс), что естественно. Именно гидроволны в первую очередь реагируют на создавшуюся посредством щелей в колонне связь скважины с пластом, и эта реакция будет тем сильнее, чем больше объем полостей в интервалах перфорации ЩГПП.

Однако для надежной оценки возможностей геовизора следует набрать определенную статистику исследований.

Таким образом, на вооружении геофизиков имеется достаточно надежный, эффективный и современный комплекс для решения задачи контроля качества ЩГПП.

Как следует из более ранних и выполненных в последние годы работ по механической и гидравлической щелевой пескоструйной перфорации [272], ни в одном случае не была проведена оценка местоположения, числа и размеров щелей, что не позволяло корректно производить сравнение их параметров.

434

435

3.5.2. Влияние щелевой гидропескоструйной перфорации на продуктивность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин

Щелевая гидропескоструйная перфорация по разработанной технологии и с использованием усовершенствованных или вновь созданных технических средств за период с 1999 по 2002 год была проведена на 81 скважине, из них на 61 добывающей и 20 нагнетательных.

Применение ЩГПП для вскрытия продуктивных пластов повсеместно позволило повысить дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин в 8,9–14,4 и 14,8 раз соответственно (табл. 3.25).

Таблица 3 . 2 5

Сравнение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин по ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» за 1999 и 2002 годы

Место-

 

Дебит, т/сут, приемистостьм3/сут

Окупаемость,

Категория

Базовыйдебит

Дебитпоопыт-

п/п

рождение

нымскважинам

месяц

 

 

 

(доЩГПП)

(послеЩГПП)

 

 

 

 

 

 

1

2

3

4

5

6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1999 год

 

 

1

Чашкинское

Добывающая

0,7

26,8

12

2

Чашкинское

Добывающая

3

6,3

11

3

Чашкинское

Добывающая

1,7

10,4

7

4

Чашкинское

Добывающая

0,8

22,9

2

5

Уньвинское

Добывающая

0,3

20,4

3

6

Уньвинское

Добывающая

0,5

6,9

7

7

Уньвинское

Добывающая

0,3

11

7

8

Уньвинское

Добывающая

0,25

13,9

8

9

Уньвинское

Добывающая

0,1

7,7

17

10

Сибирское

Добывающая

5

16,9

11

Уньвинское

Добывающая

0,3

22,8

1

12

Уньвинское

Добывающая

0,2

9,3

7

13

Уньвинское

Добывающая

0,5

7,8

10

14

Уньвинское

Добывающая

0,2

16

9

15

Юрчукское

Добывающая

0,1

3

16

 

 

 

2002 год

 

 

16

Уньвинское

Добывающая

0,1

9,23

0,4

436

Окончание табл. 3 . 2 5

1

2

3

4

5

6

17

Чашкинское

Добывающая

1

9,42

0,2

18

Чашкинское

Добывающая

1,9

6,29

0,4

19

Уньвинское

Добывающая

2,0

2,94

0,6

20

Юрчукское

Добывающая

0,1

6,5

0,2

21

Уньвинское

Добывающая

0,4

26,5

0,1

22

Уньвинское

Добывающая

10

98

0,1

23

Чашкинское

Добывающая

3,0

22,09

0,1

24

Сибирское

Нагнетательная

0,5

59

0,1

25

Сибирское

Нагнетательная

10

248

0,1

26

Сибирское

Нагнетательная

10

98

0,1

27

Уньвинское

Добывающая

0,2

17,6

0,1

28

Уньвинское

Добывающая

4,1

5,83

0,6

29

Юрчукское

Добывающая

0,3

29

0,1

30

Уньвинское

Добывающая

0,1

4,1

0,5

31

Юрчукское

Добывающая

0,1

3

0,6

32

Юрчукское

Добывающая

1

8,55

0,2

33

Юрчукское

Добывающая

0,2

7

0,1

Более детальный анализ влияния щелевой гидропескоструйной перфорации на производительность добывающих и приемистость нагнетательных скважин был выполнен за 2001 год.

В2001 году ЩГПП была проведена на 27 скважинах, из них на 16 скважинах добывающих и 11 нагнетательных (табл. 3.26). Работы проводились на скважинах Юрчукского, Уньвинского, Чашкинского, Сибирского, Ножовского и Касибского месторождений.

Восновном щелевая гидропескоструйная перфорация применялась для вскрытия терригенных отложений кожинского надгоризонта и на одной скважине турнейского яруса. Вскрытие ЩГПП нефтяных пластов позволило увеличить дебит скважин в 8,96 раз (табл. 3.27).

Дополнительная добыча нефти составила 13 760 т, в среднем на одну скважину – 860 т, несмотря на то что на 12 из 16 скважин ЩГПП была проведена во второй половине года или в конце. Коэффициент успешности составил 100 %.

Менее эффективным оказалось использование ЩГПП при вторичном вскрытии продуктивных пластов в нагнетательных скважинах (табл. 3.28).

437

Таблица 3 . 2 6

Перечень скважин, на которых вскрытие продуктивных пластов было проведено щелевой гидропескоструйной перфорацией в 2001 году

Месторождение

Категорияскважины

№скважины

п/п

1

Юрчукское

Добывающая

757, 29, 212, 16, 745

Нагнетательная

756

 

 

2

Уньвинское

Добывающая

305, 306, 116, 36, 343, 361

3

Нагнетательная

326, 110

 

3

Чашкинское

Добывающая

160, 176

3

Нагнетательная

181

 

4

Сибирское

Добывающая

525

3

Нагнетательная

574, 581, 364, 601, 370, 340

 

5

Ножовское

Добывающая

971

3

Нагнетательная

726

 

6

Касибское

Добывающая

6

Таблица 3 . 2 7

Данные об эффективности ЩГПП при вторичном вскрытии продуктивных пластов в добывающих скважинах (за 2001 год)

 

 

 

Дебит, т/сут,

Дополнительная

 

 

 

 

3

Месторождение

Продуктивный

приемистостьм /сут

добычанефтиза

Базовый

Дебитпоопыт-

п/п

горизонт

счетпроведения

 

 

 

дебит

нымскважинам

ЩГПП

 

 

 

(доЩГПП)

(послеЩГПП)

 

 

 

 

1

Юрчукское

Кожинский

5

11,57

1950

2

Уньвинское

Кожинский

0,2

8,14

705

3

Уньвинское

Кожинский

0,1

5,1

430

4

Ножовское

Турнейский

0,1

3,3

449

(Первомайскоеподн.)

5

Уньвинское

Кожинский

0,1

4,5

452

6

Уньвинское

Кожинский

0,2

7

302

7

Юрчукское

Кожинский

2

21,6

3757

8

Юрчукское

Кожинский

1

22,1

2144

9

Юрчукское

Кожинский

0,2

11,23

1021

10

Юрчукское

Кожинский

0,1

3,2

1293

11

Чашкинское

Кожинский

2,0

3,79

244

12

Чашкинское

Кожинский

2,1

5,17

206

13

Касибское

Кожинский

0,1

5

713

14

Уньвинское

Кожинский

2,4

12

45

15

Сибирское

Кожинский

0,2

4,6

69

438

Таблица 3 . 2 8

Данные об эффективности ЩГПП при вторичном вскрытии продуктивных пластов в нагнетательных скважинах (за 2001 год)

 

 

 

Дебит, т/сут,

 

 

 

 

приемистостьм3/сут

Дополнительная

Месторождение

Продуктивный

Базовый

Дебитпо

добычанефти

п/п

горизонт

опытным

засчетпроведе-

 

 

 

дебит

скважинам

нияЩГПП

 

 

 

(доЩГПП)

 

 

 

(послеЩГПП)

 

1

Сибирское

Яснополянский

120

138

5312

2

Сибирское

Яснополянский

0,1

120

1382,5

3

Ножовское

Турнейский

0,3

90

342

(Первомайскоеподн.)

4

Юрчукское

Яснополянский

0,1

39

1546

5

Сибирское

Яснополянский

2

85,5

63

Успешность ЩГПП на нагнетательных скважинах составила 62,5 %. Последнее, по-видимому, характеризует не только метод, но также выбор объектов, их предварительную подготовку к ЩГПП и последующую технологию закачки воды.

Однако дополнительная добыча нефти из реагирующих скважин на одну ЩГПП, проведенную на нагнетательных скважинах выше, чем на нефтяных, и составила 1080,6 т.

3.5.3. Эффективность щелевой гидропескоструйной перфорации

Применение щелевой гидропескоструйной перфорации в ООО

«ЛУКОЙЛ-Пермь» в течение 1999–2002 лет на 81 скважине позволило получить дополнительную добычу нефти более 370 000 т. Практикой показана высокая эффективность проведения ЩГПП в сочетании с ГРП на нагнетательных скважинах. Как показано выше, при применении разработанной технологии ЩГПП, используя перфоратор с управляемым с поверхности клапанным устройством, представляется возможным снизить стоимость выполнения операций за счет исключения необходимости проведения работ, связанных

судалениемпескаизинтервалаперфорациииниженегодозабоя.

Всвязи со сложностью выделения на данном этапе доли дополнительно добытой нефти за счет реализации разработанной технологии

439

итехнических средств ЩГПП расчет экономического эффекта был произведен только от снижения затрат времени, связанных с разбуриванием

ивымывом осевшего песка. Стоимость этих работ приняли по действующему наряду-смете на капитальный ремонт скважины, который включал разбуривание песчаной пробки и составил 120 303,63 руб.

Экономический эффект за 2001 год с учетом коэффициента успеш-

ности 0,9 составил 120 303,63 · 37 · 0,9 = 4 006 111 руб.

3.6. ВЫВОДЫ

Выработаны рекомендации по составу и очередности подготовки и проведения работ по щелевой гидропескоструйной перфорации.

Разработана схема обвязки скважины и технологического оборудования, позволяющая успешно проводить щелевую гидропескоструйную перфорацию с последующим вымывом песчаной пробки.

Создана расчетная схема привязки перфоратора к первому интервалу реза.

Промышленными испытаниями показано, что комплекс ГИС, включающий САТ, ВАК, ЭМДСТ-МП и геовизор, позволяет надежно, с высокой точностью определять местоположение, число продольных полостей при каждом резе, длину, глубину и их объем, а также степень связи с пластом.

Проведены испытания и промышленное применение на 81 скважине разработанной технологии с использованием созданных технических средств ЩГПП, позволившие повысить дебиты добывающих и приемистость нагнетательныхскважин.

Дополнительная добыча нефти за счет вторичного вскрытия ЩГПП составила более 370 000 т.

Экономический эффект по 37 скважинам только за счет экономии затрат времени на вымыв песчаной пробки составил 4 006 111 руб.

440

Соседние файлы в папке книги