Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

зволяющих максимально сократить затраты времени на выполнение всех этапов проведения ЩГПП и одновременно предупредить вероятность возникновения аварийных ситуаций;

– проведение промышленных испытаний с оценкой технологической и экономической эффективности новой технологии ЩГПП.

3.2.3. Обоснование выбора объектов для вскрытия щелевой гидропескоструйной перфорацией

Эффективность применения метода щелевой разгрузки пласта зависит от первоначального выбора объекта воздействия. Выбор объекта для ЩГПП производится на основании детального изучения промысловогеофизических материалов, включающих:

–литологию, фильтрационно-емкостные свойства (пористость и проницаемость) продуктивного пласта;

–величину зоны проникновения;

–кавернозность ствола скважины в интервале продуктивного пласта выше кровли и ниже подошвы;

–местоположения ВНК от подошвы и ГНК от кровли продуктивного пласта.

Для получения устойчивого во времени эффекта от ЩГПП необходимо выбирать интервалы, не заключающие в себе пластичных глин. Наличие в кровле и подошве выбранного интервала каверн, превышающих диаметр долота в 2–2,5 раза на расстоянии до 6–15 м, вызывает эффект перемещения кольцевой зоны концентрации напряжений от скважины вглубь массива и при ограниченной глубине щелей препятствует снижению напряжений и повышению проницаемости пород в ПЗП.

Исходя из изложенного и анализа практики проведения ЩГПП, более чем на 80 скважинах данный метод вторичного вскрытия предлагается применять для вскрытия:

–поровых терригенных и карбонатных пород с низкой проницаемостью и высокой глинистостью пород (так, наибольший эффект ЩГПП полу-

чен на низкопористых коллекторах (Kп ≤ 7–11 %) и меньший – на высокопо-

ристых (Kп ≥ 19 %));

–пластов с небольшой глубиной до 0,5 м зоны кольматации, особенно при значительном (вплоть до нулевых значений) снижения проницаемости пород в этой зоне;

–избирательно малых и расчлененных продуктивных пластов;

341

–маломощных, расчлененных пластов при малом расстоянии их от ВНК или ГНК;

–пластов, расположенных в интервалах с высокой степенью износа обсадных труб и критическом состоянии цементного камня за обсадной колонной;

–порово-трещинныхколлектороввкарбонатныхитерригенныхпородах.

3.2.4. Разработка состава рабочей жидкости для проведения ЩГПП

При ЩГПП к перфорационной среде, а, по-видимому, правильнее говорить к рабочей жидкости, предъявляется много, зачастую противоречивых, требований. Основными из них являются:

–неснижатьфильтрационно-емкостныесвойствапродуктивногопласта;

–обеспечить высокую скорость формирования больших по протяженности и глубине щелей;

–создавать требуемое противодавление на продуктивные пласты;

–обладать хорошей песконесущей способностью, при этом не создавая высоких сопротивлений;

–сохранять показатели свойств (вязкость, плотность, воздействие на пласт в процессе длительной циркуляции с истечением через насадки);

–изготовляться из дешевых и доступных материалов;

–создавать минимальные гидравлические сопротивления.

Наряду с вышеуказанными требованиями, к ним предъявляются

идругие не менее важные требования:

–быть пожаро- и взрывобезопасными;

–не снижать моторесурс насосных агрегатов и другого технологического оборудования;

–быть безвредными для работающих и окружающей среды;

–быть многократно применяемыми и утилизироваться доступными методами.

При ЩГПП в различное время в качестве рабочей жидкости использовались нефть, пресная вода, водные растворы хлорида натрия, кальция, магния или их смеси, а также пластовая вода и буровые растворы различ-

ного состава. Так, в [232] приведены результаты испытания и промышленного внедрения глинистого раствора в качестве рабочей жидкости. Отмечается, что применение бурового раствора позволило снизить опасность производства работ, обусловленную тем, что используется стабильная сис-

342

тема, в которой отсутствует песок, склонный к седиментации. Однако следует отметить, что при этом авторы вынужденно отказались от щелевой перфорации, так как в случае применения глинистого раствора в качестве рабочей жидкости прорезать глубокие щели большой протяженности не представлялось возможным ввиду низкой режущей способности глинистого раствора. Была предложена точечная гидроперфорация, которая не позволяет достичь приведенных в табл. 3.7 площадей фильтрации, а тем более добиться снижения напряженного состояния в ПЗП. Кроме того, переход к точечной гидропескоструйной перфорации привел к необходимости усложнения конструкции гидроперфораторов, в частности оснащения их центраторами и устройствами для заполнения НКТ при их спуске.

В качестве загустителей водных растворов использовались полисахариды, крахмал, КМЦ, акриловые полимеры. Для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов вводили ПАВ.

Исследованиям влияния составов рабочих жидкостей ЩГПП на качество вскрытия продуктивных пластов уделялось недостаточно внимания.

С целью выбора состава рабочей жидкости, в наибольшей мере отвечающей вышеуказанным требованиям, выполнены исследования влияния водных растворов хлорида калия, натрия, пластовой воды, полифторированного спирта-теломера n-2 и флотореагента Т-80, а также пластовой воды в сочетании с хлоридом калия, на восстановление проницаемости кернов после воздействия на них вышеуказанными составами (табл. 3.8, 3.9).

				Таблица 3 . 8
		Влияние пластовой воды и водных растворов солей
		на коэффициент восстановления проницаемости керна
	№	Состависвойства	Первоначальная	Коэффициентвосстанов-
	п/п	жидкостейперфорации	проницаемость, мкм2	ленияпроницаемости, %
		Пластоваявода(ПВ),	0,0789	82,4
	1		0,070	94,3
		ρ = 1180 кг/м3
			0,1197	86,8
	2	25%-йрастворКСl,	0,1121	90,7
		ρ = 1180 кг/м3	0,0993	85,1
	3	26 -йрастворNaСl,	0,1545	96,8
		ρ = 1200 кг/м3	0,0391	82,1
	4	26%-йрастворNaСl (х.ч.),	0,1700	98,7
		ρ = 1200 кг/м3	0,0932	88,3
	5	Пластоваявода,	0,1622	97,6
		ρ = 1180 кг/м3 + 1,5 % КСl	0,0892	88,3

343

Таблица 3 . 9

Влияниеполифторированногоспирта-теломераn-2 иегосмеси

сфлотореагентомТ-80 навосстановлениепроницаемостиобразцовкерна

							Начальная	Конечная	Коэффици-
						η,			ентвосста-
	№	Состав	ρ,	УВ100,	τ0,		прони-	прони-	новления
	п/п		кг/м3	с	дПа	мПас	цаемость,	цаемость,	проницаемо-
							мкм2	мкм2	сти,
									%
	1	Спирт-теломер	1600	6,5	3,0	22,5	0,5327	0,5909	110,9
		n-2					0,7130	0,7722	108,3
	2	70 % спирта-тело-	1438	6,8	2,5	22,5	0,5230	0,558	106,6
		мераn-2 + 30 % Т-80					0,7032	0,7630	108,5
	3	50 % спирта-тело-	1330	7,4	1,5	22,5	0,0305	0,0306	100,3
		мераn-2 + 50 % Т-80					0,773	0,735	95,1
		40 % спирта-тело-					0,1034	0,0923	89,3
	4		1276	7,5	1,65	18,6	0,0560	0,0565	100,9
		мераn-2 + 60 % Т-80
							0,6780	0,7773	114,6
	5	20 % спирта-тело-	1168	8,2	6,0	23,0	0,0849	0,0798	94,0
		мераn-2 + 80 % Т-80					0,5909	0,6632	112,2
	6	10 % спирта-тело-	1114	9,4	3,0	25,0	0,060	0,0532	88,7
		мераn-2 + 90 % Т-80					0,651	0,695	106,8

Примечания:

1.рН всех растворов равен 6.

2.Скорость коррозии равна 0,250 г/м2 ч, а в безглинистом растворе –

0,4216 г/м2 · ч.

3.Фильтрация полная.

Установлено, что в качестве рабочей жидкости наиболее рационально использовать полифторированный спирт-теломер n-2, флотореагент Т-80 или их смеси, а также пластовую воду с добавкой 1,5 % КСl.

Ввиду того что стоимость спирта-теломера n-2 и флотореагента Т-80 значительно превышает стоимость пластовой воды с добавкой 1,5 % КСl, а также учитывая доступность пластовой воды и высокую технологичность, последнюю предложено использовать в качестве рабочей жидкости. Хлористый калий рекомендуется применять технический по ГОСТ 3-13-27-87. Пластовая вода используется из нижележащего под продуктивным пластом турнейского яруса. Последняя по составу аналогична пластовой воде продуктивного пласта (табл. 3.10).

344

Таблица 3 . 1 0

Сравнение химического состава пластовой воды бобриковского горизонта и турнейского яруса на Сибирском

и Уньвинском месторождениях

		мПаВязкость, с	3	Минерализация, лг/		Содержаниемакрокомпонентов, мг/л
Место-			Плотность, г/см
рожде-	Возраст				Cl–	SO– –	HCO –	Ca+ +	Mg+ +	Na++ K+	J–	Br–
ние						4	3
	Бобриков-	1,42	1,180	245,95	153773	105	122	25146	5231	61573	19,9	1199
Сибир-	ский*
ское	Турней-	1,48	1,187	275,33	170521	477	281	20411	4327	79309	25,3	690
	ский**
	Бобриков-	1,36	1,180	266,4	162940	33	85	18305	3502	81527	17,1	722
Уньвин-	ский
ское	Турней-	1,34	1,181	272,4	163533	449	0	22725	4234	72179	22	851
	ский

Примечания: * – продуктивный горизонт – бобриковский; ** – пластовая вода используется из турнейского яруса.

Однако в том случае, когда необходимо максимально сохранить естественные коллекторские свойства продуктивного пласта и требуется повышенная плотность перфорационной среды до 1300–1600 кг/м3, то в качестве последней рекомендуется использовать спирт-теломер n-2 или его смесь с флотореагентом Т-80.

Изменение плотности жидкости перфорации в зависимости от содержания спирта-теломера n-2 и флотореагента Т-80 приведено в табл. 3.11.

Вторым важным показателем перфорационной среды при ЩГПП является режущая способность.

Режущая способность жидкости перфорации определяется концентрацией, составом и свойствами режущего материала. Исследования показали, что вкачествережущегоматериаларациональноиспользоватькварцевыйпесок.

Скорость формирования щелей зависит от концентрации режущего материала – кварцевого песка, которая, как показали промысловые исследования, должна быть в пределах 60–100 кг/м3. При концентрации менее 60 кг/м3 происходит замедление процесса резания, и в результате увеличение затрат времени. При концентрации более 100 кг/м3 не обеспечивается устойчивая работа насосных агрегатов ввиду их пескования.

345

Таблица 3 . 1 1

Плотность перфорационной среды в зависимости от соотношения полифторированного спирта-теломера n-2 и флотореагента Т-80

№	ρжидкости	Соотношениекомпонентов, %
п/п	перфорации, кг/м3	Спирт-теломерn-2,	ФлотореагентТ-80,
		ρ= 1600 кг/м3	ρ= 1060 кг/м3
1	1114	10	90
2	1141	15	85
3	1168	20	80
4	1195	25	75
5	1222	30	70
6	1249	35	65
7	1276	40	60
8	1330	50	50
9	1380	60	40
10	1438	70	30
11	1492	80	20
12	1546	90	10
13	1573	95	5
14	1581	98	2
15	1600	100	0

Для производства ЩГПП используют кварцевый песок Волгоградского карьера с размером зерен 0,6–2 мм с содержанием кварца не менее 98 %. Ниже приведена средняя характеристика кварцевого песка, используемого для ЩГПП (табл. 3.12).

Характеристика (усредненная) кварцевого песка для ЩГПП

Песок кварцевый фракционный ТУ 39-1554-91 марка Гс (1.0–0.63). Изготовитель – Екатериновский обогатительный комплекс (Волго-

градская область).

Разработчик – ОАО «Спецнефтематериалы».

Содержание основной фракции, % вес ................................	95
в т.ч. содержание фракции плюс %, вес ..............................	14
содержание фракции минус %, вес ............................	4,6
Содержание глинистой составляющей %, вес ....................	0,4
Влажность %, вес ...................................................................	–
Растворимость в кислоте %, вес ...........................................	3

346

				Таблица 3 . 1 2
	Радиационная характеристика (усредненная)
Са– 137		Тh – 232	Rа– 226	К– 40
Менее4,0		4 ± 3	10 ± 4	Менее30
СогласноСП2.6.1.		758–99 (НРБ-99) указанныйвышепесокрадиационнобезопасен

Однако, наряду с указанными показателями, весьма важной является форма зерен. Для ЩГПП может использоваться только окатанный кварцевый песок. Для этих целей не применим кварцевый песок с острыми кромками, так как последний внедряется острыми кромками в клапанную резину и не позволяет клапанам закрываться. В результате происходят снижение подачи и размыв седел клапанов.

3.2.5. Определение рациональной продолжительности выполнения щелей при щелевой гидропескоструйной перфорации

Образование щелей в прискважинной зоне стало возможным благодаря применению гидропескоструйной перфорации. Исследования гидроабразивного процесса показали, что эффективность действия абразивной струи при вскрытии пласта обусловлена концентрацией и фракционным составом абразивного материала, расстоянием насадки от перфорируемого объекта, абразивной твердостью породы, перепадом давления и продолжительностью перфорирования.

Такие показатели, как концентрация и фракционный состав абразивного материала, нами были определены выше; расстояние насадки от перфорируемого объекта зависит от диаметров скважины и перфоратора и не может быть существенно изменено.

Перепад давления на насадках определяется возможностями насосных агрегатов. Как показывает практика промышленного применения насосных агрегатов АН-700 и СИН-31, последние могут длительное время эксплуатироваться при рабочих давлениях не более 30 МПа.

Исходя из вышеуказанного, единственным показателем, на который теоретическивозможновоздействовать, – этопродолжительностьперфорирования.

Однако этот фактор имеет ограничения исходя как из механизма формирования щелей, так и из моторесурса насосных агрегатов.

347

Так, ядро постоянной скорости потока жидкости, вытекающей из насадки гидроперфоратора, постепенно снижается, а сама струя расширяется и на определенном расстоянии от насадки рассеивается. По мере углубления струи в пласт ее кинетическая энергия постепенно уменьшается, и при достижении предела прочности разрушаемого объекта абразивное действие струи прекращается. Потеря мощности рабочей струи происходит вследствие турбулентного обмена энергиями активного потока рабочей струи с обратным (реактивным) потоком отработанной жидкости. Вследствие относительно небольшой ширины щелей (≥ 40 мм) в теле колонны на этом участке возникают большие гидравлические сопротивления при встрече двух разнонаправленных потоков, обусловливающие высокие перепады давления в полости канала перфорации. Потери давления существенно возрастают по мере углубления, и при глубине щели более 400 мм, как показали исследования, затраты времени на дальнейшее ее углубление возрастают в 3–5 раз. Такие исследования стали возможны только после создания способа определения параметров объемных полостей в околоскважинном пространстве перфорированной скважины [255].

Так, промышленными экспериментами с использованием метода контроля размеров щелей, приведенного в [74], было показано, что щели глубиной 400 мм образуются при продолжительности реза 0,75 ч, в том числе в первом режиме (рабочее давление – 20 МПа) – 0,42 ч и во втором (рабочее давление – 30 МПа) – 0,33 ч.

3.2.6. Акустический способ определения параметров объемных полостей в околоскважинном пространстве

Ранее определение параметров щелей, образуемых при ЩГПП, производилось расчетным способом. Так, в [52] отмечается, что при расчете ширины щелей учитывались не только требования по снижению сопротивления гидравлической струи, но и необходимая ее величина для разгрузки горных пород. С учетом второго требования ширина перфорационной щели определялась по следующему выражению:

	δ = 1,6	ρ Н	α,	(3.5)
		Е

где ρ – плотность горных пород; H – глубина залегания перфорируемого пласта; E – модуль упругости горных пород.

348

α = 2 − d,

(3.6)

где – длина щели; d – диаметр скважины.

Из приведенных выражений следует, что для определения ширины щели ( δ ) необходимо знать ее длину. При отсутствии метода определения длины щели ее определяют исходя из амплитуды перемещения НКТ, что не совсем корректно.

Для прогноза скорости разрушения горной породы для перемещающихся насадок относительно преграды применительно к глинистому раствору плотностью 1120–1160 кг/м3 А.Н. Петров предложил воспользоваться зависимостью, экспериментально полученной А.В. Кореняко для

одного прохода насадки [256, 258]:
	h = 0,375 Рн1,21 τ0,81 σсж−1,39 Рг−0,09 ,				(3.7)
	dн
где h –	глубина канавки разрушения,		м; dн –	диаметр насадки, м;	Рн –
перепад давления в насадке, МПа; σсж			– прочность породы на одноосное
сжатие,	МПа; Рг – гидростатическое давление,			МПа; τ– время контакта
струи жидкости с преградой, с;
	τ =	dн	,		(3.8)
		U

где U – линейная скорость перемещения насадки, м/с.

Из приведенной формулы также следует, что для выполнения расчетов значение h должно быть принято априори.

Таким образом, без способа прямого определения параметров объемных емкостей не представляется возможным оценить качество вторичного вскрытия.

Детальное рассмотрение проблемы показывает, что для объективной оценки качества работ при ЩГПП необходимо определить следующие параметры:

–местоположение резов;

–число полостей на каждой позиции перфоратора;

–оценку глубины полостей;

–объемистость полостей и их положения в заколонном пространстве;

–степень связи скважины с пластом.

349

Проблема оценки качества и глубины заключается в том, что входные отверстия щелей могут быть и менее 3–4 см.

В этих условиях стандартные механические четырехрычажные профилемеры не в состоянии даже гарантировать фиксацию резов.

Для измерения глубины резов лучше применять механический щуп. Но создание такого щупа – сложнейшая техническая задача. Более реален акустический профилемер с вращающимся датчиком и шагом зондирования стенки не более 1 см по периметру скважины и глубине, и такой был предложен [280].

Важной задачей при проведении ЩГПП является точное определение местоположения щелей по отношению к пласту.

До 1998 года привязка делалась по данным РК и СГДТ. Недостатком способа была низкая точность, поскольку данные СГДТ регистрировались в масштабе 1:500, а погрешность определения местоположения резов ЩГПП была велика и составляла 0,5–1 м. С 1998 года в Пермской области под руководством FXC-ПНГ испытывался прибор ЭМДСТ-МП (ООО «Литосфера»). После ряда испытаний И.Н. Жулановым было рекомендовано усилить возможность прибора методом гамма-каротажа. В 1999 году в результате его доработки ЭМДСТ-МП стал компактным, мобильным и точным средством контроля местоположения интервалов ЩГПП.

Работы по контролю местоположения ЩГПП и определению числа резов проводились также с помощью САТ-1. Совершенствование САТ для целей определения глубины отверстий были начаты И.Н. Жулановым

в1991 году совместно с институтом «Океангеофизика» (г. Санкт-Петер- бург). Первый результат по определению глубины щелей был получен

вначале 1992 года. Глубина щелей тогда составила около 20 см. Данные профиля записывались на фотопленку.

Для определения глубины щелей в цифровом виде И.Н. Жулановым было изготовлено устройство цифровой регистрации снимков САТ для измерения кругового профиля скважины по 256 точкам. В результате при измерениях за оборот датчика САТ получалось облако точек, рисующих основные отражающие границы стенок скважины. Пример измерения профиля открытого ствола скважины № 9529 Александровской площади приведен на рис. 3.1.

Цифровой профиль скважины хорошо коррелируется с данными механического профилемера. Четко выявляются детали профиля желоба в интервале 170–185 м. Максимальный диаметр скважины по одной из

350