Выбор технологии ремонта скважины

В данной работе предлагается проведение направленного ГРП. Перед ГРП необходимо проведение перфорации обсадной колонны. В качестве перфорации предлагается проведение пластической перфорации (фирма НЕККО).

Преимущества пластической перфорации перед проведением ГРП.

• — Сохранение целостности заколонного цемента выше и ниже интервала перфорации
• — Обеспечение условий для легкого доступа углеводородов в ствол скважины
• — Сокращение времени на ремонт скважины
• — Увеличение эффективности ГРП
• — Селективная перфорация скважин, в том числе в горизонтальных стволах

Пластическая перфорацияне оказывает ударного воздействия на эксплуатационную колонну, что позволяет сохранить целостность заколонного цемента выше и ниже интервала обработки, предотвратить заколонные перетоки и как следствие ремонтно-изоляционные работы. Эта особенность позволяет максимально безопасно, «хирургически» вскрывать продуктивные пласты с некачественным состоянием заколонного цемента, с близкорасположенными зонами водо-газо-нефтяного контакта.

Площадь вскрытия 2-х вертикальных щелей на 1 погонном метре обсадной трубы равна по площади вскрытия 254 кумулятивных зарядов диаметром 10 мм, гидромониторные струи перфоратора, сквозь сформированные щели размывают цементное кольцо и прилегающую горную породу, тем самым очищая призабойную зону пласта от загрязнителей намывая каверны глубиной более 600 мм. Соответствующее вскрытие интервала перфорации позволяет на порядок улучшить фильтрационные свойства околоствольной части пласта. Гидромониторный размыв позволяет очистить призабойную зону пластов скважин от остатков бурового раствора, цемента, асфальто-парафиновых отложений, прочих загрязнителей, обеспечивая снижение скин-фактора. В качестве жидкости для намыва каверн может использоваться техническая вода, нефть, кислотные составы, ПАВ.

За один спуск перфоратора в скважину возможно выполнить вскрытие эксплуатационной колонны, очистку призабойной зоны пласта от загрязнителей, закачать в пласт химический состав, извлечь продукты химической реакции, что позволяет существенно сократить время нахождения скважины в ремонте.

Увеличение эффективности ГРП Пластическая перфорация перфорация может производиться азимутально ориентированной в плоскости стресса пласта, благодаря чему возможно проведение направленного ГРП. Сформированная методом пластической перфорации зона вскрытия эксплуатационной колонны позволяет провести ГРП на на крупной фракции проппанта, высокой концентрации проппанта в геле, на высокой скорости закачки проппанта в пласт, таким образом создать трещину высокой проводимости.

Комплексная пластическая перфорация скважин появилась в начале 21 века. Компанией НЕККО был изобретен щелевой перфоратор с двумя режущими дисками, которые вскрывают колонну методом пластической деформации металла. Перфоратор с твердыми режущими дисками совершает возвратно-поступательные движения. Диски создают механическую нагрузку на обсадную трубу, вызывая усталость металла. При постепенном увеличении давления через некоторое время металлическая стенка трубы деформируется с образованием щелей по линиям механической нагрузки. Давление вскрытия колонны создается гидравлической системой с помощью рабочей жидкости. Одновременно в обсадной колонне образуются две диаметрально расположенные щели. Пластический Перфоратор НЕККО оснащен двумя гидромониторными форсунками через которые можно жидкостью под давлением обрабатывать призабойную зону пласта.

Комплексная пластическая перфорация скважин является невзрывной технологией вскрытия обсадных колонн и отвечает современным требованиям эксплуатации скважин.

Перфораторприбор цилиндрической формы оснащенный двумя дисками-фрезами, формирующими продольные щели в эксплуатационной колонне скважин, двумя гидромониторными форсунками, расположенными в одной плоскости с дисками-фрезами. Жидкость подаваемая из форсунок производит размыв горной породы в интервале обработки, очистку призабойной зоны пласта от загрязнителей. В перфораторе имеются технологические отверстия, позволяющие проводить закачку химических составов в пласт и освоение скважин (рис. 2.2).

Для выполнения комплексной пластической перфорации скважин требуется бригада капитального ремонта скважин, включая штатное оборудование и насосный агрегат типа ЦА-320.

Рис. 2.3 Рабочий цикл.

Перфоратор спускается в планируемый интервал обработки на насосно-компрессорных трубах и привязывается к геологическому разрезу геофизическими методами ГК+ЛМ (рис. 2.4). Далее, на устье скважины насосный агрегат создает начальное давление 1,0 МПа в линии насосно-компрессорных труб, тем самым Перфоратор приводится в рабочее положение, диски-фрезы прибора прижимаются к эксплуатационной трубе изнутри. При возвратно-поступательном движении лифта НКТ с перфоратором по обрабатываемому интервалу, с постепенном увеличением создаваемого давления в линии НКТ, диски-фрезы продавливают стенки эксплуатационной трубы и выходят за её пределы, формируя продольные диаметрально расположенные щели. В отличие от других схожих технологий при продолжении возвратно-поступательных движений лифта НКТ с Перфоратором по обрабатываемому интервалу, 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. Далее гидромониторные струи Перфоратора под высоким давлением 15,0−25,0 МПа размывают цементное кольцо и прилегающую горную породу образуя каверны в призабойной зоне глубиной от 0,6 м в зависимости от геологических особенностей пласта.

При необходимости формирование продольных щелей может быть ориентированным по заданному азимуту. Азимутальное ориентирование осуществляется стандартными геофизическими методами с высокой точностью. В обрабатываемых интервалах скважин могут быть сформированы четыре продольные щели, ориентированные под заданными углами Эффективность ГРП определяется многими факторами, и одним из них является степень начальной гидродинамической связи скважины с пластом. Чем лучше начальная гидродинамическая связь скважины с приствольной зоной пласта, тем при меньших начальных давлениях протекает процесс гидроразрыва, легче осуществляется проникновение проппанта в трещину разрыва, обеспечиваются условия для безаварийной закачки проппанта в пласт. С точки зрения оптимизации процесса гидроразрыва повышение степени начальной гидродинамической связи скважины с пластом на стадии её подготовки к ГРП является важной научно-инженерной задачей.

Реперфорация скважин перед ГРП кумулятивными зарядами имеет следующие возможности:

• 1. Заряды ПКО89СМА; ЗПК105СА типа «BigHole» создают входные отверстия в эксплуатируемой колонне диаметром 16−20 мм, однако имеют ограниченную глубину проникновения, что в отдельных случаях обеспечивает слабое сообщение с пластом.
• 2. Заряды с глубоким проникновением типа ЗПК105С; ЗПКО89СМ имеют значительную глубину проникновения, однако имеют малый проходной диаметр до 11 мм.
• 3. Применение кумулятивных зарядов, создающих «стандартные» размеры отверстий (11−13 мм), и глубиной проникновения (200 — 700 мм) обосновано при использовании малоразмерных типов проппанта и при высоких фильтрационно-емкостных свойствах коллектора.

Единственным неоспоримым преимуществом реперфорации кумулятивными зарядами на каротажном кабеле являются сравнительно небольшие временные затраты на проведение работ. Весомым недостатком реперфорации кумулятивными зарядами является малая площадь вскрытия и недостаточная площадь канала проникновения в призабойную зону, которая не может гарантировать безаварийное проведение ГРП в случае применения крупной фракции проппанта и в случаях необходимости применения (по дизайну) высоких концентраций и высоких скоростей закачки проппанта. Еще один очевидный недостаток реперфорации кумулятивными зарядами — высокое значение величины ударного воздействия на эксплуатационную колону, которое может привести к разрушению заколонного цемента и развитию трещины гидроразрыва вдоль эксплуатационной колонны и как следствие к снижению эффективности применения дорогостоящей технологии увеличения нефтеотдачи.

Благодаря обширной зоне вскрытия эксплуатационной колонны (равной 34 кумулятивным зарядам с диаметром входного отверстия 30 мм) и намыву каверн в призабойной зоне пласта комплексная пластическая перфорация скважин обеспечивает безаварийную закачку проппанта в пласт. Нарезка парных продольных щелей в эксплуатационной колонне может производиться в среднем по 3 метрам поинтервальным проворотом на заданный угол. Это позволяет вскрыть и обработать продуктивный интервал в нескольких плоскостях и осуществить максимальный охват всех возможных флюидопроводящих каналов, трещин, зон дренирования пласта, а также многократно увеличивает вероятность совмещения вскрытых щелей с направлением естественной трещиноватости пласта.

Нарезка парных продольных щелей в эксплуатационной колонне скважин с намывом каверн в призабойной зоне создает идеальные условия для свободного поступления проппанта за эксплуатационную колонну скважины и формирования качественной трещины гидроразрыва одновременно в двух проекциях, согласно начальному направлению, заданному вскрытыми щелями В течение 2006 года на скважинах одного из недропользователей Западной Сибири 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 одного месторождения и 48 эксплуатационных скважин другого месторождения.

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 первому 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.

Как показал анализ второго месторождения, средний прирост нефти, приходящийся на 1 скважину по данному месторождению после ГРП при применении комплексной пластической перфорации, составил 20 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией — 10,5 тонн/сут, что почти в 2 раза меньше.

Многие нефтяные и сервисные компании пытались применять различные технологии по предотвращению прорыва трещин и ограничения их вертикального роста. Большая часть таких попыток успеха не приносила. Компанией Schlumberger разработана и успешно применяется комбинированная технология по контролю за вертикальным ростом трещины. Эта запатентованная технология J-FRAC, применяемая перед основным ГРП, использует избирательную закачку искусственных барьеров, а также специальные системы жидкостей и графики закачки. Показано, что внедрение новой технологии решает проблему контроля высоты трещины в условиях, при которых отмечается риск несдерживаемого роста трещин в ходе ГРП на месторождениях Западной Сибири.

В Западной Сибири, где обычным требованием к ГРП является высокая проводимость трещины — закачивается проппант крупных размеров (12/18 и крупнее) и средней прочности при технологии (TSO) концевого экранирования [1], рост трещины в высоту тем более является одной из основных причин преждевременных остановок («стопов») при ГРП. Размещение проппанта вне продуктивной зоны при росте трещины, а также его недозакачка из-за преждевременной остановки в свою очередь снижают продуктивность трещины.

Описание технологии J-FRAC. В качестве определения технологии может быть приведено следующее: J-FRAC-технология по улучшенному сдерживанию вертикального роста трещины включает в себя размещение смеси различных твердых и специальных материалов, от крупного до мелкого размера, закачиваемой между буфером и проппантными стадиями или на протяжении стадии буфера, которая «блокирует» и «изолирует» давление на (и проникновение жидкости через) зоны барьеров (рис. 2.5).

J-FRAC материал — это смесь определенного размера твердых частиц подобранных в специальном соотношении для идеальной упаковки и минимальной проницаемости. Последовательность закачки JFRAC состоит в размещении смеси JFRAC между стадией буфера и проппантными стадиями основной работы — с маленькой концентрацией ~ 120 KgPA (~ 1 кг/м³), затем закачивается запланированная работа ГРП. Назначение крупных частиц в смеси — создать механический мост на глинистых барьерах, а две более мелкие фракции частиц используются для устранения утечек через крупные. Без мелких частиц жидкость (а соответственно, и давление) проходила бы сквозь крупные частицы и продолжала развивать трещину в вертикальном направлении, создавая «зону смыкания», что приводит к прорыву жидкости ГРП из зоны интереса и часто к незамедлительной остановке работы («стопу»). Как правило, последствиями этого являются нежелательная геометрия трещины, дебит скважины ниже запланированного, дополнительные расходы на работы по ЗР ГРП и необходимость в повторных ГРП по пласту.

Рис. 2.4 Идеальная упаковка смеси J-FRAC.

На декабрь 2006 г. по Советскому месторождению проведено 36 работ ГРП по технологии J-FRAC. Было проведено сравнение этих 36 работ с 11 ГРП по стандартной технологии. В таблице 2.3 дан анализ осредненного сравнения разных подходов. Как видно, J-FRAC-технология дала меньшие дебиты, чем обычный ГРП.

Таблица 2.3 Информация по дебитам после ГРП

Можно заключить, что средняя скважина после ГРП по технологии J-FRAC имеет: * 4-кратный прирост по дебиту жидкости; * увеличение в 3,2 раза по дебиту нефти; * рост обводненности на 15%; * прирост по дебиту нефти — 20 т/сут.

Многие скважины получили снижение обводненности после ГРП с технологией JFRAC, что еще раз подтверждает эффективность метода в предотвращении прорыва трещины.

Возможность проведения экономически выгодных ГРП на пласте (- ах), предрасположенных к неконтролируемому росту трещин, позволили разработчику расширить спектр операций по стимуляции скважин, на которых ни разу не проводился ГРП. Так как количество скважин — кандидатов на проведение ГРП на старом месторождении в целом постоянно снижается, данный метод становится важным инструментом интенсификации притока скважин и продления экономически выгодного периода эксплуатации месторождения.