КУРЕНИЕ I НЕФТЬ
О
сновная цель комплекса работ по заканчиванию сква-
жин — увеличение относительной продуктивности пластов.
О качестве вскрытия и заканчива-ния скважин судят по общепринятому объективному показателю, которым является относительная продуктивность (ОП) пласта, измеряемая величиной отношения его фактической продуктивности к потенциально возможной. Аналитические исследования некоторых специалистов показывают, что традиционно используемые технологии заканчивания скважин снижают ОП пластов на 30 — 60% [1].
Одной из основных причин столь значительных потерь продуктивности
По результатам ряда исследований процесс перфорации пулевыми и кумулятивными перфораторами оценивается как неблагоприятный по следующим причинам:
■ нарушается целостность цементного камня;
■ более 25% отверстий закупориваются;
■ происходит нарушение структуры пласта, что ведет к снижению проницаемости до 90%;
■ возможен вынос песка в рыхлых, слабосцементированных коллекторах, что приводит к снижению продуктивности;
■ разрушается эксплуатационная колонна.
Необходимо также отметить отрицательное воздействие на проницае-
новые технологии Ж
дится пластовая или конденсационная вода, перекрывающая зону фильтра [4].
Основными факторами, ограничивающими рабочие дебиты скважин се-номанских залежей с начала 2000 г. до конца разработки месторождений, являются поступающая в скважины вода, вынос песка в скважины и образование песчаных пробок. Удаление жидкости и песка с забоев скважин осуществляется продувкой скважин в атмосферу или использованием вспенивающих ПАВ в сочетании с продувкой в коллектор или в атмосферу, что ведет к дополнительному разрушению призабойной зоны пласта из-за резкого (в несколько десятков атмосфер) увеличения депрессии и сопровождается большими (гигантскими) потерями
А.М. БЕКМЕТОВ
НОУ ОНУТЦ ОАО «Газпром»
0 П0ВЫШЕН11 ЭФФЕКТИВНОСТИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ
нефтегазоконденсатонасыщенных пластов является несовершенство методов вторичного их вскрытия.
Существующая технология бурения скважин такова, что процесс вскрытия происходит дважды: первичное вскрытие — проникновение бурового долота в толщу продуктивного пласта, и вторичное вскрытие — перфорация эксплуатационной колонны и цементного кольца с целью образования фильтра.
Используемые методы вторичного вскрытия пласта (особенно перфорационные) нарушают целостность структуры цементного камня, вызывая его разрушение не только в интервале продуктивного пласта, но также выше и ниже продуктивного пласта, что создает условия для проникновения в интервал перфорации вод из близлежащих водоносных горизонтов.
Так, применение при вторичном вскрытии кумулятивных перфораторов типа ПК, ПКС деформирует и частично нарушает целостность обсадных труб в зоне фильтра, а также полностью разрушает цементное кольцо на значительном расстоянии от интервала перфорации из-за действия кратковременных избыточных давлений, в два или более раз превышающих предел текучести материала труб на внутреннее давление и в 25-100 раз прочность цементного камня на сжатие [2].
Преобладающим видом перфорации в настоящее время остается кумулятивная с применением перфораторов ПК-103 и ПКС-105. Плотность размещения отверстий в среднем составляет 20 единиц на 1 метр толщины пласта.
мость пласта продуктов разрушения эксплуатационной колонны и цементного пласта при кумулятивной перфорации. Раскаленная плазма захватывает продукты разрушения и выносит их в пласт. Поскольку процесс сопровождается высокой температурой, происходит оплавление породы. В целом это значительно ухудшает ее проницаемость.
Помимо упомянутых причин снижения ОП пласта следует отметить следующие:
1. Возникновение заколонных проявлений пластовых флюидов и межпластовых перетоков вследствие низкого качества цементирования эксплуатационной колонны, разрушения цементного кольца в фильтровой зоне скважины в результате применения традиционных методов перфорации, вредного воздействия радиальных и продольных температурных колебаний эксплуатационных и других колонн на цементный камень. Число скважин с межколонными проявлениями достигает 10% от общего их числа [3].
2. Вынужденное искусственное снижение коэффициента гидродинамического совершенства скважин, продиктованное выбранной конструкцией их забоя.
3. Ограничение депрессии на пласт с целью предотвращения разрушения призабойной зоны пласта. Ее величина по результатам специальных газодинамических исследований, проведенных на Медвежьем и Уренгойском месторождениях, составляет 6 кгс/см2 для сухого коллектора и снижается пропорционально темпу обводнения залежи до 2-4 кгс/см2, составляя 1 кгс/см2 для скважин, на забоях которых нахо-
газа, засорением газопромыслового оборудования песком и загрязнением окружающей среды [5].
Проведенный анализ всего фонда Уренгойского месторождения показал, что для значительного числа скважин необходимо проведение ремонта с изоляцией заколонного пространства. Причиной появления пластовой воды в продукции скважин является не только подъем текущего ГВК до нижних отверстий интервала перфорации, но во многих случаях и некачественное цементирование эксплуатационных колонн в интервале перфорации и ниже [6].
Для повышения ОП пласта, увеличения безводного периода эксплуатации скважины, предупреждения значительного выноса песка и сокращения сроков строительства скважин разработаны и применяются технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов без перфорации и с применением проницаемых тампонажных материалов.
Эффективность именно такого вскрытия продуктивных пластов показана в работах Б.С. Лобанова, Р.Х. Муслимова, Р.Г. Габдуллина, С.К. Че-пик и др. Ими установлено, что время вскрытия пластов бесперфораторным способом в среднем в 7 раз меньше, чем кумулятивным способом, при снижении в 8 раз стоимости операции. Кроме того, бесперфораторное вскрытие не требует установки грузоподъемных сооружений и возможно в любое время суток (кумулятивную перфорацию проводят только в светлое время суток) [7].
Автором статьи предлагается способ вторичного вскрытия продуктивно-
2/ 2003
35
J« новые технологии
БУРЕНИЕ I НЕФТЬ
Схема вторичного вскрытия пласта
го пласта без перфорации с применением проницаемых тампонажных материалов, защищенный патентом РФ [8].
Способ включает реализацию 2-х этапов процесса заканчивания скважин — надёжное разобщение пластов и вторичное бесперфорационное вскрытие продуктивного пласта.
На рисунке представлена схема вторичного вскрытия продуктивного пласта по данному способу. Способ включает поинтервальное создание перфорационных отверстий на боковой поверхности корпуса фильтра (эксплуатационной колонне), перекрытие перфорационных отверстий разрушаемыми (химически, термически, механически) пробками и спуск фильтра на обсадной колонне, цементирование скважины. В процессе цементирования обсадной колонны напротив фильтра (продуктивного пласта) создают оторочку из проницаемого тампонажно-го материала, например: из пеноце-ментного тампонажного материала (А.С. № 1633094, Е 21 В 33/138), а выше и ниже фильтра создают оторочку из дисперсно-армированного синтетическим волокном тампонажного материала. Часть наружной поверхности эксплуатационной колонны напротив указанных оторочек предварительно подвергают футеровке синтетическим (полимерным) материалом. Разрушение пробок осуществляют известными способами. Затем спускают на кабеле пороховой заряд и в интервале выше и ниже фильтра сжигают его с обеспечением возможности расплавления футеровочного полимерного слоя и
синтетического волокна в цементном камне, после чего осуществляют вызов притока и эксплуатацию продуктивного пласта.
Создание напротив продуктивного пласта оторочки из проницаемого пе-ноцементного тампонажного материала, обладающего проницаемостью до 7 дарси, и определенного количества отверстий на корпусе фильтра позволяет достичь максимально возможного значения коэффициента гидродинамического совершенства скважины, относительной продуктивности пласта и дебита скважины, получить искусственный фильтр в призабойной зоне пласта (ПЗП), предотвращающий разрушение пласта и вынос песка в скважину.
Отсутствие в данном способе перфорационных работ, обуславливающих большие кратковременные динамические нагрузки, предохраняет продуктивный пласт, цементное кольцо в фильтровой зоне, а так же цементное кольцо выше и ниже фильтра от разрушения.
Наличие выше и ниже фильтра оторочки из дисперсно-армированного синтетическим волокном тампонажно-го материала и наружного футеровоч-ного полимерного слоя на эксплуатационной колонне позволяет получить:
■ максимально седиментационноу-стойчивый цементный раствор, способствующий удалению глинистой корки с наружной поверхности колонны, фильтра и горной породы;
■ максимально прочный на изгиб и трещиностойкий цементный камень;
■ надёжное сцепление цементного камня с эксплуатационной колонной и горной породой;
■ возможность проведения изоляционных работ (от чуждых вод) и ликвидацию заколонных флюидопроявле-ний в процессе эксплуатации скважины путём термического воздействия на интервалы выше и ниже продуктивного пласта;
■ снижение вредного воздействия радиальных и продольных температурных колебаний эксплуатационной колонны на цементный камень, особенно для условий глубоко залегающих тре-щино-кавернозных и терригенных пород с температурой 95 — 150°С и в нагнетательных скважинах для осуществления термических методов воздействия на продуктивные горизонты.
Таким образом, использование данного способа в нефтегазовом комплексе позволит повысить качество вскрытия пластов и заканчивания скважин, приблизить фактический дебит скважин к потенциально возможному.
Технологический эффект от внедрения предлагаемого способа вторичного вскрытия продуктивного пласта заключается в увеличении относительной продуктивности пластов и де-битов скважин, в увеличении безводного периода работы скважин, снижении темпа их обводнения, увеличении межремонтного периода работы пес-копроявляющих скважин, снижении затрат на добычу, извлечение и утилизацию сокращаемых объемов добываемых чуждых пластовы
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.