Проводя систематические исследования в целях контроля технического состояния забоя и эксплуатационной колонны, нефтяные компании неизменно сталкиваются с плохим техническим состоянием колонн и заколонного цемента. Кумулятивная перфорация, к которой обращаются чаще всего компании, обнаружив подобные проблем в своем эксплуатационном фонде, является гораздо более затратной и гораздо менее выгодной по сравнению с технологией комплексной пластической перфорацией скважин, появившейся на рынке в 2003 году.
Комплексная пластическая перфорация - технология невзрывного вскрытия и обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважин - была разработана и применяется с 2003 года.
Технология прошла все процедуры утверждения и получила патенты Российской федерации на изобретения №№ 2249678, 2256066, 2247226.
Комплексный пластический перфоратор представляет собой прибор цилиндрической формы, оснащенный двумя выдвижными режущими дисками-фрезами, формирующими продольные щели в эксплуатационной колонне скважин, и двумя гидромониторными форсунками, размывающими заколонный цемент и прилегающую горную породу.
Прибор может применяться в эксплуатационных колоннах диаметром 102 мм, 140 мм, 146 мм, 168 мм, 178 мм, 194 мм по прочности соответствующих маркам стали Д,К,Е (ГОСТ-632-80).
Для выполнения работ в боковых стволах и в скважинах с горизонтальным окончанием компанией-разработчиком (ООО "НЕККО") был создан комплексный пластический перфоратор с наружным диаметром 80 мм. Суммарная площадь вскрытия 1 погонного метра обсадной колонны d=102мм составляет 180 см2, что соизмеримо с площадью вскрытия 229 кумулятивных зарядов с диаметром проходного отверстия 10 мм или с площадью вскрытия 70 кумулятивных зарядов с диметром входного отверстия 18 мм.
Комплексный пластический перфоратор за один спуск позволяет проводить обработку призабойной зоны с освоением продуктов реакции свабированием (помимо селективной перфорации). При выполнении подобных работ перфоратором предварительно формируются парные продольные щели в продуктивном интервале с намывом каверн в призабойной зоне пласта. Через специальные технологические отверстия перфоратора - гидромониторные форсунки и циркуляционные клапаны - производится закачка соляной кислоты либо глинокислоты в пласт. После реагирования химического состава производится освоение продуктов реакции посредством вымывания, откачивания жидкости свабированием, разрядки.
Основным преимуществом метода является то, что данная технология позволяет на высоком уровне проводить работы в скважинах со слабым или нарушенным состоянием заколонного цемента. При использовании комплексной пластической перфорации сохраняется целостность заколонного цемента выше и ниже интервала перфорации (нет ударного воздействия), создается качественная, обширная зона вскрытия эксплуатационной колонны, производится намыв каверн в призабойной зоне пласта. Намыв каверн осуществляется с использованием технической воды, нефти, кислоты или ПАВ.
Особо актуально использование метода комплексной пластической перфорации в скважинах после проведения ремонтно-изоляционных работ.
Так, за счет качественного вскрытия эксплуатационной колонны скважин и обеспечения надежной гидродинамической связи скважины с коллектором, мгновенная приемистость скважин ОАО "Томскнефть" ВНК увеличилась примерно в 3-4 раза. При выводе скважины на режим данные показатели могут снижаться до отметки в 1,5 - 2 раза (см. рис. №№ 1,2,).
На месторождениях ОАО "Томскнефть" ВНК технология применяется с 2005 года, общий объем выполненных работ составляет свыше 120 скважиноопераций. Основной объем работ выполняется при комплексной обработке продуктивных интервалов нагнетательных скважин. Продолжительность эффекта составляет в среднем 6 месяцев.
Использование комплексной пластической перфорации с намывом каверн в призабойной зоне пласта обеспечивает наиболее эффективное гидродинамическое сообщение скважины с пластом, и как следствие, создает идеальные условия для дальнейшей реализации мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин. Преимущество использования метода совместно с кислотной обработкой призабойной зоны (ОПЗ) в том, что при проведении ОПЗ закачиваемые химические составы проникают, преимущественно, в хорошо промытые зоны пласта и оказывают слабое воздействие на проблемные зоны околоствольной части пласта. При прокачке указанных составов через гидромониторные насадки комплексного пластического перфоратора происходит принудительное равномерное воздействие струями на все участки призабойной зоны пласта, в том числе, с возможностью акцентированного воздействия на самые проблемные неработающие участки. Возможность проведения ОПЗ с закачкой химических составов в пласт позволяет оказать на призабойную зону как физическое (разрушающее), так и химическое воздействие, что является преимуществом в отношении стандартной схемы проведения ОПЗ через спущенную на насосно-компрессорные трубы (НКТ) воронку.
В то же время, перфоратор может работать в режиме воронки при использовании его циркуляционных отверстий для прокачки жидкостей в пласт и из пласта при освоении скважины. Намыв каверн перед закачкой реагирующих составов в пласт дает возможность очистить призабойную зону от загрязнителей (остатки бурового раствора, тампонажный цемент, асфальто-смолисто-парафиновые отложения и т.д), что позволяет закачиваемым в последствии химическим составам глубже проникать в призабойную зону и является непременным преимуществом относительно стандартных схем ОПЗ.
РЕПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН
ООО "НЕККО" неоднократно производило также реперфорация продуктивных интервалов скважин перед гидравлическим разрывом пласта (ГРП). Реперфорация уже была проведена 250 раз в таких компаниях, как ОАО "ТНК-Нижневартовск", ОАО "ЛУКОЙЛ" - ТПП "Когалымнефтегаз", ТПП "Лангепаснефтегаз", ТПП "Покачевнефтегаз", Газпром нефть" - ОАО "Ноябрьскнефтегаз".
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 в некоторых случаях может привести к заколонной циркуляции.
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 метра с 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.
При закачке проппанта в пласт при комплексной перфорации на скважинах не было отмечено ни одного случая "аварийного стопа". 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 (см. рис. №№ 3,4,5,6).
В течение 2006 года на скважинах Тевлинско-Русскинского и Ватьеганского месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" 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 Тевлино-Русскинского месторождения и 48 эксплуатационных скважин Ватьеганского месторождения (см. рис. №№ 7,8).
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 Тевлино-Русскинскому 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 Ватьеганского 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.
Автор: Эдуард ТОПОРКОВ
