Освоение скважин, вскрывших несколько пластов с различной проницаемостью

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Освоение скважин, вскрывших несколько пластов с различной проницаемость

1.1 Перекрытие пластов изолирующими пробками

1.2 Разобщение пластов пакером

1.3 Разобщение пластов пакером и изолирующей пробкой

1.4 Изоляция пластов эластичными шариками

1.5 Изоляция пластов нефильтрующейся высоковязкой жидкостью

1.6 Разобщение пластов изолирующими пробками из зернистого материала и высоковязкой жидкости

2. Поэтапное вскрытие и освоение пластов и пропластков

2.1 Особенности перфорации скважин, вскрывших несколько продуктивных пластов

3. Местоположение трещины при гидроразрыве

Заключение

Список литературы

Введение

Исследования многих месторождений нефтегазодобывающих районов показывают, что на большинстве из них совместно эксплуатируется несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, например, продуктивный горизонт состоит из шести пропластков. Проницаемость и толщина пропластков даже в одной скважине существенно отличаются друг от друга. Обычно в таких скважинах одновременно осваиваются все вскрытые пласты и пропластки. Применяемые при этом методы обработки призабойной зоны основаны на закачке жидкости в пласт под давлением (за исключением электроподогрева призабойной зоны и торпедирования, которые при освоении применяются очень редко) и способствуют освоению в основном высокопроницаемых интервалов.

Для освоения и включения в разработку пластов и пропластков с низкой проницаемостью необходимо временно (на период обработки) перекрывать высокопроницаемые интервалы, т.е. проводить поинтервальные обработки пластов методами, способствующими увеличению естественной проницаемости, гидравлическим разрывом и кислотными обработками. Для освоения пластов с высокой проницаемостью достаточно интенсивного дренирования.

1. Освоение скважин, вскрывших несколько пластов с различной проницаемостью

Существует несколько технологических схем разобщения пластов пои их поинтервальном освоении (рис. 1).

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.1 Перекрытие пластов изолирующими пробками

Применяют при обработке призабойной зоны только верхнего из вскрытых интервалов (см. рис. 1, а). Песчаная пробка обладает сравнительно небольшой пропускной способностью даже при высоких перепадах давления, что является положительным фактором: снижается перепад давления между разобщаемыми интервалами. Благодаря этому уменьшается вероятность разрушения цементного кольца между ними.

Песчаную пробку намывают насосными агрегатами и пескосмесителями при прямой промывке скважины с небольшим расходом. Скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве должна быть меньше скорости оседания песка в этой же жидкости.

При высоком давлении в изолируемых пластах и интенсивном фонтанировании скважины намыв песчаных пробок затруднителен -- пробка или не намывается, или разрушается при открытии скважины.

Удаляют песчаные пробки из скважины прямой или обратной промывкой со спуском промывочных труб до забоя. При поглощении промывочной жидкости освоенными или изолированными пластами удаление песчаной пробки затрудняется. Изолирующая пробка в скважине, как правило, нужна на несколько часов, т. е. на период закачки обрабатывающей жидкости.

1.2 Разобщение пластов пакером

При освоении только нижнего пласта вышележащие интервалы обычно изолируют пакером, который устанавливают в неперфорированной колонне над обрабатываемым пластом (см. рис. 1, б). В таких случаях применяют шлипсовые, самоуплотняющиеся или гидравлические пакеры.

Пакер шлипсовый ПШ-500 (рис. 2), рассчитанный на перепад давлений до 50 МПа, состоит из головки 1, имеющей в верхней части левую резьбу для бурильных труб, служащую для соединения с якорем ЯПГ. В нижней части головки предусмотрена внутренняя резьба под муфту насосно-компрессорных труб для соединения со стволом 3 и наружная для навинчивания упора 2. На ствол последовательно надеты ограничительная втулка 4 с ограничительной манжетой 5, резиновая уплотнительная манжета 6, корпус 7 и узел фонаря со шлипсами. Последний состоит из конуса фонаря 13, на котором при помощи верхнего 11 и нижнего 14 упругих колец собраны подпружиненные башмаки 12. Нижнее упорное кольцо удерживается от выпадения при помощи замковой муфты 15. К верхнему концу корпуса присоединена втулка 10, к которой привинчены планки 9 со шлипсами 8. Замковая муфта имеет фигурный паз, в который входит штифт 16, укрепленный на резьбе в стволе пакера. Штифт, связывая ствол со шлитсами, предотвращает самопроизвольную пакеровку при спуске пакера в скважину.

Пакер спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Для посадки пакера колонну труб приподнимают и поворотом вправо выводят штифт 16 по фигурному пазу замковой муфты. При этом ствол перемещается вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на неподвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной и заклинивает. Вес колонны насосно-компрессорных труб через головку передается на ограничительную и уплотнительную манжеты и деформирует их, герметизируя межтрубное пространство. Пакер извлекают из скважины вместе с колонной насосно-компрессорных труб.

Существуют пакеры двух типоразмеров под обсадную колонну диаметром 168 мм (ПШ6-500) и 146 мм (ПШ5-500).

Пакер самоуплотняющийся ПС-500 (рис. 3) состоит из головки 1, к которой на резьбе присоединены ствол 3 и опорное кольцо 2. На ствол последовательно надеты ограничительные кольца 4 и резиновая манжета 5, самоуплотняющаяся манжета 6, корпус фонаря 9 с подпружиненными башмаками 10, верхним 7 и нижним 11 упорными кольцами. Корпус фонаря уплотнен в стволе при помощи резинового кольца 8. Ствол заканчивается муфтой 12. Самоуплотняющаяся манжета диаметром, большим, чем внутренний диаметр обсадной колонны, при спуске в колонну идет с некоторым натягом, и жидкость, находящаяся в ней, оказывает сопротивление продвижению инструмента. Для перепуска жидкости в надпакерную зону межтрубного пространства вместе с пакером в скважину

спускают перепускной клапан. Обсадная колонна герметизируется автоматически при закачке жидкости в насосно-компрессорные трубы.

Каждый типоразмер пакера имеет два размера самоуплотняющейся манжеты, которые применяются в зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2. Пакер шлипсовый ПШ-500

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3. Пакер самоуплотняющийся ПС-500

Техническая характеристика пакеров

	ПШ5-500	ПШ6-500	ПС5-500	ПС6-500
Диаметр пакера (наибольший), мм	118	138	118	138
Диаметр обсадной колонны (внутренний), мм	132	154	132	154
Осевая сила сжатия уплотнительных резиновых манжет, кН …	75	75	--	--
Минимальное проходное сечение пакера, мм	47	57	47	57
Масса пакера, кг	45	64	53	67
Длина пакера, мм	1480	1510	840	900
Диаметр шаблона, м	122	142	122	142

При использовании самоуплотняющихся пакеров значительно упрощается запакеровывание скважины, так как не требуется вращений колонны труб, приподниманий и т. п. и не нужны регулировочные патрубки для установки устьевого оборудования на скважине.

Для восприятия осевых усилий, возникающих под пакером при создании высоких давлений в призабойной зоне пласта, применяют гидравлические якоря, устанавливаемые выше пакера.

Гидравлические якоря известны двух типов: стерженьковые, в которых связь с обсадной колонной происходит с помощью цилиндрических каленых стерженьков, и плашковые, в которых роль стерженьков выполняют плашки круглой или прямоугольной формы. Стерженьковые якоря широкого распространения не получили, плашковые конструктивно более просты, технологичны в изготовлении, удобны в эксплуатации и поэтому широко применяются на промыслах.

Разобщение пластов этим способом применяют на многих промыслах. Однако при высоких давлениях обработки цементов кольцо между разобщаемыми пластами воспринимает большую нагрузку и в отдельных случаях разрушается. Для уменьшения перепада давления, воспринимаемого цементным кольцом, в межтрубном пространстве создают давление разгрузки закачкой туда жидкости, которое определяется прочностью обсадной колонны. Поэтому при высоких забойных давлениях обработки оно бывает недостаточным для сохранения цементного кольца.

1.3 Разобщение пластов пакером и изолирующей пробкой

Для освоения одного из средних пластов нижележащие пласты перекрывают изолирующей пробкой, а вышележащие пакером (см. рис. 1,в). Реже пласты разобщают двумя пакерами (см. рис. 1,г). При этом возникают затруднения в установке нижнего пакера и контроле его герметичности. Кроме этого, в промысловой практике происходили прихваты пакера вследствие образования над ним пробки из материалов, применяемых при обработке (например, песка при гидроразрыве и т.п.). Поэтому чаще применяют технологическую схему с перекрытием нижележащих пластов песчаной пробкой, а вышележащих - пакером.

1.4 Изоляция пластов эластичными шариками

При однотипной перфорации доступ жидкости в изолируемые пласты можно уменьшить перекрытием перфорационных отверстий эластичными шариками. Разработаны технология и оборудование для поинтервального освоения нескольких пластов с применением тонущих и плавающих в жидкости эластичных закупоривающих шариков (см. рис. 1, д).

Оборудование представляет собой цилиндры, закрепленные на насосно-компрессорных трубах. Верхний цилиндр открыт сверху и имеет отверстия в дне (см. рис. 1), нижний представляет собой зеркальное отображение верхнего. Расстояние между цилиндрами равно толщине обрабатываемого пласта.

При спуске оборудования в скважину под нижний цилиндр помещаются эластичные шарики 7, плавающие в жидкости. Их число должно быть равно числу перфорационных отверстий против нижележащих изолируемых пластов.

В скважине, заполненной жидкостью, шарики всплывают, благодаря этому при спуске оборудования они будут находиться в нижнем цилиндре. В верхний цилиндр помещаются шарики 6, тонущие в жидкости. Если в процессе обработки выше-и нижележащие пласты начинают поглощать, то потоком жидкости из цилиндров шарики будут увлекаться к этим пластам и перекрывать перфорационные отверстия. Этот процесс продолжается до тех пор, пока поглощение необрабатываемых пластов станет незначительным. После прекращения закачки шарики отойдут от перфорационных отверстий и снова соберутся в свои цилиндры. При таком способе нагрузка на цементное кольцо при обработке будет минимальной.

Перемещая оборудование, можно поочередно обработать несколько пластов.

1.5 Изоляция пластов нефильтрующейся высоковязкой жидкостью

Изоляция пластов нефильтрующейся высоковязкой жидкостью (см. рис. 1, е) применяется для разобщения пластов, между которыми нарушено цементное кольцо за колонной. Описанные выше способы в этом случае непригодны. Поэтому необходимо изыскать и применять другие методы разобщения или восстанавливать герметичность цементного кольца. Последнее является трудоемким и дорогостоящим процессом, который к тому же часто способствует снижению проницаемости вскрытых перфорацией пластов вследствие неизбежного попадания в них тампонирующего вещества.

В качестве высоковязких нефильтрующихся или слабофильтрующихся жидкостей для изоляции пластов используют высоковязкие водонефтяные эмульсии, растворы КМЦ, ССБ с различными загустителями и т. п. Изолирующая жидкость, закачиваемая на забой скважины, перекрывает все интервалы перфорации и заполняет каналы в цементом кольце. В процессе обработки против перфорированного интервала, на который необходимо воздействовать, высоковязкая жидкость разжижается закачкой реагентов или подогревом (см. рис. 1, е). Благодаря этому закачиваемая обрабатывающая жидкость попадает только в заданный интервал.

1.6 Разобщение пластов изолирующими пробками из зернистого материала и высоковязкой жидкости

Для изоляции нижних пропластков на период воздействия (1-3 ч) на выбранный интервал создают изолирующие забойные пробки из зернистого материала, который со временем полностью растворяется в обрабатывающей, пластовой или специальной жидкости: в нагнетательных скважинах - в воде, а в эксплуатационных - в нефти.

Для нагнетательных скважин в качестве зернистого материала испытывали кристаллическую поваренную соль, гранулированный тринатрийфосфат и суперфосфат; для нефтяных скважин - нафталин. Испытания проводили на лабораторной установке, имитирующей перфорированную часть ствола скважины и представляющей собой стеклянную трубу диаметром 79 мм, длиной 100 см, на боковой поверхности которой через 15 см установлены краны для отбора проб. На входе и выходе установлены манометры и счетчики расхода. Так как кристаллическая поваренная сольдоступный и недорогой материал, то в основном опыты проводили с этим материалом. Опыты проводили при температуре 20-30 °С, характерной для забоя нагнетательных скважин месторождений БССР, Татарии, Башкирии.

Пробки создавались из кристаллов соли диаметром не более 3 мм. В зависимости от величины кристаллов соли, вида жидкости, в которой растворяется соль, проницаемость намытой пробки колебалась в широких пределах -- от 2--3 до 20 - 30 мкм².

Цель лабораторных опытов - подбор кристаллического растворимого материала для создания забойной пробки, разработка технологии намыва ее на забое скважины и определение условий регулирования времени сохранения пробки на забое на время воздействия.

Время растворения пробки определяли по формуле:

t = Q/q, (1.1)

где Q -- количество жидкости, необходимое для растворения всей пробки; q -- количество жидкости, которое фильтруется через пробку в единицу времени.

(1.2)

где V -- объем пробки; qo -- количество жидкости, необходимое для растворения единицы объема пробки; h -- начальная высота пробки; d -- диаметр скважины.

При фильтрации, подчиняющейся линейному закону, через пробку расход жидкости будет

(1.3)

где ?р -- перепад давления; k' -- проницаемость пробки; рd²/4 -- площадь фильтрации пробки; h' -- текущая высота пробки; µ -- вязкость фильтрующейся жидкости.

Величины k' и h' изменяются в процессе растворения пробки. Так, проницаемость k' по мере растворения пробки снижается за счет уплотнения ее верхней части и накопления нерастворимого осадка на поверхности фильтрации; h' уменьшается от величины h до нуля.

Для ориентировочных расчетов текущий расход жидкости через пробку можно определять по эмпирической формуле:

(1.4)

Подставляя в (1.1) значения Q и q, получим уравнение для определения времени растворения пробки:

(1.5)

Для выяснения влияния перепада давления на пропускную способность пробки из зернистой поваренной соли проводили опыты на стенде, в котором стеклянную трубку заменили стальной. Для исключения растворения через пробку из поваренной соли фильтровали керосин при различных перепадах давления. Из результатов опыта (рис. 4) видно, что с ростом перепада давления увеличивается пропускная способность пробки (кривая 1) может наблюдаться уплотнение пробки с увеличением р (кривая 2).

Из (1.5) видно, что величины h, q_o, µ, ?р для каждой конкретной скважины остаются постоянными и регулировать время растворения пробки можно, изменяя ее проницаемость. С этой целью можно применять гашеную известь, раствор ССБ и др. Добавка наполнителя в количестве до 10% от объема намываемой пробки снижает проницаемость пробки в несколько раз, делая ее практически герметичной.

Рис. 4. Зависимость пропускной способности пробки из поваренной соли от давления прокачки.

1 - при повышении давления;

2 - при снижении давления.

Пользуясь формулой (1.5), можно определить время растворения соляной пробки на забое скважины. Принимая следующие значения величин: высоту перемычки между пропластками h=10 м; µ= 1 мПа·с; ?р=20,0 МПа; /к' = 30,6 мкм² для поваренной соли при 20 °С, q_о= = 6 см³/см³, получим время растворения пробки около 3 ч, т. е. практически достаточное для поинтервального воздействия.

На основании лабораторных опытов была предложена технология поинтервального воздействия с изоляцией нижних пропластков пробкой из растворимого материала (рис. 5).

Через насосно-компрессорные трубы 1 намывают в колонне 2 забойную пробку 4 из растворимого материала (рис. 5, а) с использованием жидкости, в которой он не растворяется.

Объем пробки подбирают таким, чтобы она перекрывала на 5-10 м верхние перфорационные отверстия 3 нижнего изолируемого пропластка 5. Затем обрабатывают верхний пропласток (рис. 5, б). После его обработки скважину пускают в работу, забойная пробка со временем растворяется, открывая нижний пропласток (рис. 5, а). Если для создания забойной изолирующей пробки использовать зернистый материал, который, растворяясь в скважинной или пластовой жидкости, образует химически активный раствор, взаимодействующий с породой пласта, то при изоляции нижних пропластков пробкой из таких материалов и последующем ее растворении будет одновременно обрабатываться и нижний пропласток (рис. 5, в). Таким образом в процессе одной технологической операции воздействию подвергаются и нижний, и верхний пропластки 6.

В качестве зернистого материала в таких случаях можно использовать тринатрийфосфат (Na₃P04- 12Н₂0) и сульфами-новую кислоту (HSO3NH2), водный раствор которой взаимодействует с карбонатными породами. Причем скорость реакции взаимодействия этих реагентов с карбонатной породой значительно ниже, чем у соляной кислоты, поэтому происходит более глубокая обработка пласта.

Промысловые и стендовые испытания показывают, что пробки из зернистого материала довольно надежно перекрывают обсадную колонну, но при негерметичном цементном кольце такая изоляция может быть недостаточной. Для изоляции пропластков при поинтервальном воздействии известно применение высоковязких жидкостей.

а б в

Рис. 5 Схеме изоляции пластов растворимой пробкой

Для разжижения изолирующей жидкости в намеченном интервале применяют забойные устройства (рис. 6). Их работа основана на использовании теплоты, выделяемой при экзотермической реакции между соляной кислотой и магнием.

Известны реакционные наконечники, в которых происходит реакция между магнием и кислотой.

Корпус 1 выполнен в форме трубы и имеет отверстия 6 расчетного размера, расположенные в один ряд. Размер и число отверстий зависят от объема кислоты и скорости ее прокачки. По внешней стороне корпуса установлены камеры 2 для хранения магниевых стержней 5 таким образом, чтобы стержни располагались против отверстий для истечения соляной кислоты. В камере имеются пружина 4 и упорный винт 3, которые обеспечивают выдвижение магниевого стержня по мере его срабатывания в зону истечения соляной кислоты. Для фиксирования магниевых стержней и центровки устройства в стволе скважины предусмотрены упорыцентраторы 8. В корпусе размещены подпружиненная втулка-затвор 7, пружина 9 и стопорные штифты 10. Для пуска устройства в работу служит шарик 11, сбрасываемый с поверхности.

Устройство работает следующим образом. Его спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах и устанавливают против интервала пласта, подлежащего обработке. Отверстия 6 в корпусе 1 должны быть перекрыты

втулкой-затвором 7. В таком положении рабочая жидкость проходит через устройство и башмачный патрубок в кольцевое пространство ствола скважины (рис. 5,а). Перед закачкой соляной кислоты в трубы сбрасывают шарик 11, который садится в седло втулки-затвора. При продолжении закачки повышается давление в трубах, втулка с шариком спускается на стопорные штифты 10 и открываются отверстия 6, через которые соляная кислота попадает на магниевые стержни (рис. 5, б). Кислота, соприкасаясь со стержнями, реагирует и нагревается. Подогретая кислота разжижает жидкость в кольцевом пространстве и фильтруется в пласт.

Так как магниевый стержень вне зоны истечения кислоты находится в камере 2, то контакт кислоты с магнием, а вследствие этого и прогрев кислоты будут происходить в небольшом интервале (до 0,5 м), что обеспечит обработку кислотой узких интервалов пласта. После обработки шарик 1 обратной промывкой извлекают из труб и скважину пускают в работу.

Рис. 6. Забойное устройство для направленного под огрева забоя

а -- перед прокачкой соляной кислоты; б -- во время прокачки соляной кислоты

Предлагаемый способ можно применять для поинтервального воздействия в нефтяных и нагнетательных скважинах (рис. 7). В качестве высоковязкой жидкости для изоляции пропластков в стволе скважины можно применять в нефтяных скважинах водонефтяные эмульсии, в нагнетательных -- ССБ.

После окончания работ необходимо вязкую малофильтрующую-ся жидкость удалить обратной промывкой с допуском насосно-компрессорных труб от забоя из ствола скважины и прифильтровой части пласта, так как она будет препятствовать нормальной эксплуатации скважины. Это увеличивает время работы и их стоимость.

Для устранения этого недостатка можно применять вязкую малофильтрующуюся жидкость с регулируемым сроком стабильности. В результате изолирующая высоковязкая жидкость теряет свою вязкость к моменту продавки последней порцией кислоты и выносится вместе с продукцией скважины на поверхность. Технология остается прежней.

В качестве высоковязкой малофильтрующейся жидкости можно использовать для нефтяных скважин водонефтяную эмульсию с добавками ПАВ. Изменяя объемы добавок ПАВ, можно в широких пределах регулировать время стабильности эмульсии.

Таким образом, применение для изоляции пластов высоковязкой жидкости с регулируемым временем стабильности исключает заключительные работы по очистке скважины от высоковязкой жидкости, что позволяет упростить и ускорить обработку.

Рис. 7. Схема поинтервального воздействия на пласт:

а - начало закачки со способом шарика; б - посадка шарика на седло; в - продавка кислоты в намеченный интервал; 1 - обрабатывающая жидкость; 2 - высоковязкая изолирующая жидкость; 3 - интервал перфорации; 4 - скважинная жидкость; 5 - забойное устройство; 6 - каверна; 7 - пласт.

2. Поэтапное вскрытие и освоение пластов и пропластков

Поэтапное вскрытие и освоение пластов и пропластков способствует повышению дебитов скважин и улучшению состояния разработки месторождений. Однако поинтервальное освоение после вскрытия всех пластов перфорацией и длительная эксплуатация скважин нерациональны, так как в этот период эксплуатируется неполная освоенная продуктивная толщина пластов и дебиты скважин меньше потенциальных.

Отдельные неосвоенные интервалы длительное время не участвуют в разработке, что приводит к неравномерной выработке пласта по толщине. Усложняется технология разобщения пластов при поинтервальных обработках.

Для ввода в эксплуатацию многопластовых месторождений с неоднородными по толщине интервалами необходимо поэтапное вскрытие перфораций и освоение пластов. В скважине, выходящей из бурения, после спуска, цементирования и испытания обсадной колонны перфорацией вскрывают нижний интервал, освоение которого ожидается трудным (рис. 8, а). Трудноосваиваемые интервалы определяют на основе геофизических исследований в данной скважине и гидродинамических исследований в соседних освоенных и работающих скважинах. При необходимости призабойную зону этого пропластка обрабатывают (рис. 8, б). Затем перфорируют следующий снизу трудноосваиваемый пропласток.

Для ускорения и облегчения поэтапного вскрытия и освоения пропластков используют перфораторы, которые можно опускать в скважину через насосно-компрессорные трубы при герметизированном устье. Такие перфораторы разработаны и выпускаются нашей промышленностью.

Техническая характеристика

	ПКР5 5 - 4	ПКР4 5 - 2	КПР - 50
Наружный диаметр, мм: в транспортном положении …… в рабочем положении……	55 118	45 114	53 35
Минимальный внутренний диаметр труб, через которые проходит перфоратор, мм …………………………………………	121	117	117
Общая длина перфоратора с кабельной головкой и грузом, м: 10- и 30-зарядного…… 80- и 100-зарядного ……	4,4 8,6	4,1 8,0	1,8 9,0
Максимальный интервал перфорации, м	8,6	8,0	30
Допустимое гидростатическое давление, МПа	20	15	20
Допустимая температура в скважине, °С	80	80	80

а б в г д

Рис. 8. Схема поэтапного вскрытия и освоения пропластков:

а - вскрытие нижнего пласта; б - освоение нижнего пласта; в - вскрытие верхнего пласта; г - намыв изолирующей пробки и освоение верхнего пласта; д - удаление изолирующей пробки; 1 - перфоратор; 2 - перфорационные отверстия, 3 - зона обработки, 4 -- изолирующая пробка.

В Раменском отделении ВНИИ геофизики разработан и прошел промышленные испытания разрушающийся перфоратор ПР54 на давление до 80,0 МПа и температуру до 150°С.

При необходимости обрабатывают призабойную зону второго вскрытого пропластка. На время этой обработки нижний вскрытый и освоенный интервал перекрывают изолирующей растворяемой в скважинной жидкости пробкой (см. рис. 8, г).

Так поочередно, снизу вверх, вскрываются и осваиваются все намеченные трудноосваиваемые пропластки.

В последующем вскрываются высокопроницаемые интервалы.

2.1 Особенности перфорации скважин, вскрывших несколько продуктивных пластов

В настоящее время для образования каналов, соединяющих продуктивный пласт со стволом скважины, применяют кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию. Наибольшую пробивную способность имеют гидропескоструйные перфораторы -- до 500 мм и более.

В скважинах, где для последующего освоения и эксплуатации нескольких пластов необходимо иметь герметичное цементное кольцо между интервалами перфорации, к перфорации предъявляются повышенные требования по сохранению цементного кольца в обсадной колонне.

Гидропескоструйная перфорация имеет перед другими способами (пулевой и кумулятивной перфорации) следующие преимущества: создаются каналы значительно больших размеров, не происходит растрескивание цементного камня и колонны, не уплотняется порода в зоне перфорации. Некоторое снижение проницаемости объясняется закупоркой пор пласта механическими примесями, попавшими туда при фильтрации жидкости.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 9. Схема получения каналов при применении гидропескоструйных перфораторов с насадками, расположенными под углом:

1 -- обсадная колонна; 2-- цементное кольцо; 3 -- пласт; 4-- перфоратор; 5 -- перфорационные каналы

В результате промысловых и лабораторных исследований было установлено, что для уменьшения глубины проникновения закупоривающего материала в пласт необходимо создавать не точечные отверстия, а щели, в которых давление понижается. Таким образом уменьшается возможность разрушения цементного кольца. Для восстановления проницаемости пласта вокруг каналов после гидроперфорации необходимо проводить кратковременное дренирование.

Существует и другой способ гидропескоструйной перфорации, позволяющий с определенного момента снизить давление в создаваемом канале перфорации и тем самым уменьшить возможность разрушения цементного кольца. Его сущность заключается в следующем.

В применяемом гидропескоструйном перфораторе насадки располагаются под некоторым углом к его оси. Поэтому сначала создают два наклонных канала (рис. 9,а). В последующем перфоратор перемещают строго вверх на некоторое расстояние и снова проводят перфорацию. При этом один из образованных каналов пересекается с другим уже существующим (рис. 9, б), после чего отработанная песчано-жидкостная смесь отводится в сторону и меньше препятствует струе, создавающей канал.

Далее проводят аналогичное перемещение перфоратора (рис. 9, в).

Исследования Г. Д. Савенкова показали, что такой способ гидропескоструйной перфорации эффективнее обычного, особенно в пластах, представленных чередованием пропластков различной проницаемости. В этом случае увеличивается вероятность вскрытия высокопроницаемых пропластков.

При гидропескоструйной перфорации (точечной, щелевой и т.д.) в начальный момент в цементном кольце и в пласте создают точечный канал с высоким давлением. Поэтому внутри во всех случаях не исключается возможность нарушения цементного кольца при гидропескоструйной перфорации. пласт перфорация скважина гидроразрыв

Для исключения или уменьшения воздействия на цементное кольцо вне интервалов перфорации нами предложено несколько изменить технологию гидроперфорации (это также относится и к кумулятивной перфорации). Перфорацию каждого интервала необходимо начинать не снизу вверх (как обычно делается), а от середины вверх и вниз. Тогда трещины, образующиеся при создании первых перфорационных отверстий, уйдут вверх и вниз, но не выйдут за пределы намеченного интервала перфорации. При последующей перфорации вверх и вниз от середины всего намеченного интервала нарушения цементного кольца будут незначительными. Такой способ перфорации способствует сохранению цементного кольца как при гидропескоструйной, так и при кумулятивной перфорации.

3. Местоположение трещины при гидроразрыве

Рассмотрим, как в результате создания каверн перераспределяется давление в призабойной зоне пласта при гидроразрыве.

Пусть имеется скважина с двумя пластами толщиной h₁ и h₂, проницаемостью k₁ и k₂ и пористостью m₁ и т₂. Причем k₁>k₂ и m₁>m₂.

Предположим, что в пласте с меньшей проницаемостью перед гидроразрывом на всю толщину пласта h создана каверна радиусом r_к. Распределение давления в обоих пластах в момент t после начала закачки жидкости разрыва можно определить по формулам:

(1.6), (1.7)

где р₁' и р₂' -- давления в момент времени t на расстояниях r_с1 и г_с2 от оси скважины по первому и второму пласту соответственно; р₀ -- пластовое давление перед началом гидроразрыва; Q₁ и Q₂ -- поглотительная способность первого и второго пласта; X₁ и X₂ -- пьезопроводность пластов; µ. -- вязкость нефти.

Так как забойное давление против обоих пластов одинаково, то распределение жидкости по пластам пропорционально

Пьезопроводность определяют по формуле:

(1.8)

где вж, вс -- коэффициенты сжимаемости жидкости и скелета пласта.

Если каверна получена в пласте, проницаемость которого значительно меньше проницаемости соседнего пласта, то зона с давлением, превышающим давление в соседнем пласте, распространится на небольшую глубину (рис. 10, б) кривые 1, 2, 3). Поэтому при совместном гидроразрыве вероятность образование трещин в этом пласте небольшая. Если проницаемость второго пласта близка к проницаемости первого, то создание в нем каверны радиусом 0,5 - 1 м позволяет увеличить зону повышенного давления на расстояние 1 - 2 м (рис. 10,в).

Рис. 10. Распределение давления в призабойной зоне в момент времени t после начала закачки:

а б в

а - схема призабойной зоны; б - распределение давления; 1 - r_{c 1} = 0,1 м; k₁=0,510мкм²; 2 - r_{с 2}=2,0 м; k₂=0,102мкм²; 3 - r_{c 1} = 0,1 м; k ₁=0,102мкм²; в - распределение давления: 1 - r_{c 1} = 0,1 м; k ₁=0,510мкм²; 2 - r_{с 2}=1,0 м; k₂=0,306мкм²; 3 - r_{c 2} = 0,1 м; k ₂=0,306мкм²;

Таким образом, при гидропескоструйной перфорации можно регулировать местоположение трещин гидроразрыва только в том случае, если засечка трещин сделана в пласте с максимальной (или близкой к ней) проницаемостью для данной скважины.

Для этого в пласте, проницаемость которого меньше, чем в соседних, необходимо или создавать предварительно более глубокие щели (засечки

трещины), или изолировать в процессе гидроразрыва высокопроницаемые пласты. Для повышения надежности регулирования местоположения трещин необходимо глубокие трещины создавать гидропескоструйным способом и проводить поинтервальный гидроразрыв. Такие же мероприятия нужно выполнять и при внедрении других методов поинтервального воздействия на пласт.

Местоположение трещин при гидроразрыве определяют скважинными расходомерами или радиоактивными изотопами.

Как правило, при обычном гидроразрыве трещины открываются в пропластках с наибольшей проницаемостью.

С появлением гидропескоструйной перфорации стали проводить опыты по регулированию местоположения трещин при гидроразрыве. Для этого по результатам геофизических и гидродинамических исследований определяли интервал, в котором необходимо получить трещины. В намеченный интервал опускали гидропескоструйный перфоратор и с помощью песчано-жидкостной струи создавали щели или несколько близко расположенных друг от друга точечных перфорационных каналов. После этого проводили гидроразрыв по обычной технологии (с воздействием на все вскрытые интервалы). В отдельные скважины для определения местоположения трещин в процессе гидроразрыва закачивали радиоактивные изотопы с кварцевым песком или со специальными капроновыми шариками диаметром 3-4 мм. После гидроразрыва с помощью радиоактивного каротажа (РК) определяют место наибольшей радиоактивности и по нему - местоположение трещин.

По результатам исследований 46 скважин после гидроразрыва на Ромашкинском месторождении расходомерами и радиоактивными изотопами было установлено, что в основном не совпадают трещины, полученные гидропескоструйными каналами, с трещинами, созданными при гидроразрыве пласта (процент несовпадения составил 69).

В другой группе скважин местоположение трещин определяли по изменению профиля работы пластов после гидроразрыва. Для этого скважины исследовали дебитомерами-расходомерами до и после гидроразрыва.

Из полученных данных видно, что местоположение трещин совпадает с интервалом гидроперфорации, если она проводилась в высокопроницаемом пласте. Такие же данные получены при исследовании местоположения трещин глубинными расходомерами.

Список литературы

1. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С. «Оборудование для добычи нефти и газа» Москва, «Нефть и газ», 2002г.

2. Элияшевский И.В. «Технология добычи нефти и газа» Москва, «Недра», 1976г.

3. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», Москва, «Недра», 1990г.

4. Щуров В.И. «Технология и техника добычи нефти», Москва, «Недра», 1983г.

5. Дунюшкин И.И., Гиматудинов Ш.К. «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений», Москва, «Недра», 1988г.

6. Абдулин Ф.С. «Добыча нефти и газа», Москва, «Недра», 1983г.

7. http://www.oil-info.ru/content/view/273/

8. http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1982/10/Stat/stat11.html

9. http://www.oilnews.ru/magazine/2007-17-11.html

10. http://www.neftegaz.ru/en/science/view/3

Размещено на Allbest.ru