автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Исследование и разработка технологии щелевой гидропескоструйной перфорации при капитальном ремонте скважин

На правах рукописи

КОЧЕТКОВ ЛЕОНАРД МИХАЙЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ЩЕЛЕВОЙ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на сонсканне ученой степени кандидата технических наук

ТЮМЕНЬ 1998

Работа выполнена в Сургутском управлении по повышению нефт отдачи пластов и капитальному ремонту скважин ОАО Сургутнефтега: Тюменском государственном нефтегазовом университете

Научный руководитель: доктор технических наук, профе<

сор, заслуженный деятель науки России

Кузнецов Ю.С.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профе<

сор Кошелев А.Т. доктор геолого- минералогическ наук, профессор Хайрединов Н.Ш.

Ведущее предприятие: Сибирский научно-исследовательский uhcti тут нефтяной промышленности (СибНИИНП).

Защита состоится 11 апреля 1998 года в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменском государственном неф' газовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 3!

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Тюменского гос дарственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан 28 февраля 1998 года.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор А ' Овчинников В.П.

Общая характеристика работы

В диссертационной работе приводятся результаты теоретических исследований, экспериментальных работ и промысловых испытаний точечной и щелевой гидропескоструйной перфорации. Применение гидропескоструйной перфорации с использованием новой специальной промысловой техники обеспечивает достижение высоких результатов как при вскрытии продуктивных горизонтов после ремонтно-изоляционных работ, так и в случаях увеличения производительности работающих скважин. Анализ накопленного фактического материала и экспериментальных работ на модульных установках показали высокие результаты проводимых работ и позволили разработать технологию проведения гидропескоструйной перфорации с применением новых, высокопроизводительнх насосных агрегатов.

Актуальность проблемы.

Одной из основных проблем при строительстве скважин является вторичное вскрытие продуктивных горизонтов. От качества и эффективности вторичного вскрытия в существенной мере зависит дальнейшая эксплуатация скважины и разработка продуктивного горизонта в целом.

Основными существующими методами вторичного вскрытия продуктивных горизонтов являются прострелочно-взрывные работы кумулятивными перфораторами различных модификаций.

Технология проведения прострелочно-взрывных работ при вскрытии продуктивных горизонтов обладает рядом существенных недостатков. К ним относятся недостаточная глубина образуемого канала в породе пласта, остеклование стенок канала высокотемпературной струей продуктов взрыва, разрушение целостности заколонного цементного камня. Снижается производительность скважины, появляются заколонные циркуляции пластовых флюидов, происходят деформации эксплуатационной колонны вплоть до ее разрушения.

Желание избежать отрицательных явлений при вскрытии пласт стреляющими перфораторами привело к разработке метода гидропеско руиной перфорации. Вскрытие продуктивных горизонтов гидропеско руйной перфорацией лишено всех недостатков вскрытия стреляющи перфораторами. Отсутствие высокопроизводительной промысловой т ники не позволяло широко внедрить гидропескоструйную перфорацию ; вторичного вскрытия пластов и она использовалась в единичных с луч; как метод интенсификации производительности скважин.

Дальнейшее развитие метод гидропескоструйной перфорации по. чил с появлением высокопроизводительных, компьютеризированных ] сосных комплексов, применяемых для гидроразрыва пластов.

Но отсутствие теоретических обоснований и промысловых иссле; ваний применительно к новому оборудованию не позволяло в полной м< использовать его возможности.

Цель работы.

Разработка технологии точечной и щелевой гидропескоструйн перфорации для вскрытия продуктивных горизонтов после ремон-п изоляционных работ при капитальном ремонте скважин и как метода I тенсификации производительности скважин с применением высокопро водительных насосных установок.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих методов вторичного вскрытия продукт ных горизонтов стреляющими перфораторами.

2. Анализ геолого-промыслового материала с точки зрения прави. ности выбора методов вторичного вскрытия продуктивных горизонтов.

3. Теоретическое обоснование механизма разрушения горных пор затопленной гидромониторной струей.

4. Экспериментальные исследования параметров проведения гид пескоструйной перфорации на моделях прискважинной зоны пласта.

5. Анализ и обобщение результатов экспериментальных исследований и разработка технологии проведения ГРП.

Научная новизна.

1. Изучена динамика разрушения породы в прискважинной зоне пласта затопленной гидромониторной струей, описан механизм разрушения горных пород струей жидкости.

2. Научно обоснованы оптимальные параметры проведения гидропескоструйной перфорации на современном оборудовании.

Практическая ценность и реализация в промышленности.

1. Разработана технология проведения гидропескоструйной перфорации на основе теоретических исследований и экспериментальных работ с моделями призабойной зоны пласта и применением высокопроизводительного насосного оборудования.

2. Обоснованы оптимальные параметры расхода технологических материалов при проведении гидропескоструйной перфорации и временные параметры ее проведения.

3. Составлен регламент проведения гидропескоструйной перфорации при капитальном ремонте скважин на месторождениях ОАО Сургутнефтегаз.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции "Методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО Сургутнефтегаз в 1995 г. в г. Сургуте, совещаниях по разработке нефтяных и газовых месторождений в ОАО Сургутнефтегаз в 1996, 1997 годах, атак же на международной научной конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири».

Публикации.

Результаты исследований и основные положения работы опублик ваны в шести печатных работах.

Объем н структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и осно ных выводов. Содержит 103 страницы, 7 рисунков и 6 таблиц. Список л: тературы состоит из 76 наименований.

Содержание работы.

Во введении рассматриваются существующие методы вторично1 вскрытия продуктивных горизонтов стреляющими перфораторами. В от чественном нефтепромысловом деле вопросам вторичного вскрытия пр< дуктивных горизонтов уделяется большое внимание. Тем не менее cay методы не отличаются разнообразием. При разбуривании и эксплуатавд месторождений Сургутского свода основными методами являются npi стрелочно-взрывные работы кумулятивными перфораторами различнь модификаций. Хорошо себя зарекомендовавшие бескорпусные кумуляти ные перфораторы ПКС-80 получили широкое применение в практш вскрытия продуктивных горизонтов. Простота скважинного и наземно1 оборудования, технологичность и дешевизна зарядов, привели к повеем стному распространению метода вторичного вскрытия с помощью перф1 раторов ПКС-80.

В процессе дальнейшей эксплуатации месторождений вскрытых п{ помощи перфораторов ПКС-80 выяснились их существенные недостатк Ими являются довольно частые оставления рабочих лент в скважинах деформация эксплуатационных колонн в зоне перфорации.

Желание достичь более эффективного вскрытия эксплуатационнь горизонтов приводило к неоправданному увеличению количества заряде на один погонный метр вскрываемой мощности пласта.

В результате такого подхода к вторичному вскрытию продуктивных горизонтов в интервале вскрытия пласта происходит практически полное разрушение эксплуатационной колонны.

Желание избежать подобной ситуации привело к внедрению в промысловую практику корпусных кумулятивных перфораторов ПК-103 и его последующей модификации ПК-105.

Технологические недостатки перфораторов ПК по сравнению с перфораторами ПКС-80, такие как невозможность одновременного вскрытия протяженного интервала продуктивного горизонта, увеличение времени перфорации за счет усложнения зарядки корпусного перфоратора, покрывались щадящим режимом вскрытия эксплуатационной колонны и улучшением геометрии расположения перфорируемых отверстий.

Попытки получить качественное вскрытие, отвечающее всем требованиям последующей эксплуатации промысловых объектов путем варьирования типов перфораторов и количества зарядов на интервал продуктивной мощности практически не достигают своей цели.

Увеличение мощности зарядов и их количества на один погонный метр продуктивной мощности приводит к разрушению эксплуатационной колонны, растрескиванию и разрушению заколонного цементного камня. Следствием этого является возникновение осложнений с эксплуатационной колонной приводящим к ее разрыву и смещению в интервале перфорации. Такие осложнения приводят к невозможности дальнейшей эксплуатации скважины, не прохождению эксплуатационного оборудования через интервал перфорации, невозможность проведения ремонтных работ и, как следствие, ведет к ликвидации скважины.

Нарушение целостности заколонного цементного камня приводит к различным осложнениям геологического характера.

Заколонные циркуляции как подошвенных, так и вышележащих вод, заколонныс газоперетоки, нарушение гидродинамики эксплуатируемых объектов - вот неполный перечень осложнений вызываемых вторичным

вскрытием продуктивных горизонтов которые мы получаем при простр лочно-взрывных работах.

Данные осложнения требуют практически немедленного проведен] на вновь вводимых скважинах ремонтно-изоляционных работ по ликвид ции этих осложнений.

Кроме того, вскрытие продуктивных горизонтов прострелочн взрывными методами приводит к остеклованию образуемых при перфор ции каналов за счет высокой температуры кумулятивной струи в моме] вскрытия. Совместно с фильтрацией промывочного раствора находящег ся в стволе скважины эти факторы приводят к тому, что практически в скважины после вскрытия требуют работ, направленных на обрабог призабойной зоны пласта для интенсификации их производительности.

Желание избежать отрицательных последствий стреляющих перф раторов заставило вспомнить о методе вскрытия продуктивных горизо тов с помощью гидропескоструйной перфорации (ГПП). Этот метод бь внедрен в промысловую практику сравнительно недавно. Первые работ по внедрению гидропескоструйной перфорации были выполнены ВНИ1 нефтью в 1959 году. В Сургутском регионе работы по гидропескоструйн< перфорации начали проводится в середине семидесятых годов. Они име. единичный характер и применялись с целью повышения нефтеотдачи пл стов как один из методов обработки призабойных зон. Несмотря на свс эффективность, метод не получил широкого распространения из-за otcj ствия надежной, высокопроизводительной промысловой техники, позв ляющей работать с высокими давлениями и при высоких расходах жида сти.

В середине восьмидесятых годов в Сургутском регионе возросло к личество ремонтно-изоляционных работ на обводнившихся эксплуатаи онных объектах и работ по восстановлению затрубного цементного ка,\» Вскрытие продуктивных горизонтов после ремонтно-изоляционных раб потребовало щадящих режимов вскрытия пластов которые прострелочь

взрывные работы обеспечить не могли. Применение гидропескоструйной перфорации позволило резко повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ, избежать повторных работ по изоляции заколонных перетоков и, параллельно со вскрытием пласта, интенсифицировать производительность эксплуатационных объектов.

В первой главе на примере Лянторского месторождения.дан анализ геолого-промыслового материала.

Рассматриваемое Лямторское месторождение приурочено к системе локальных поднятий, расположенных на северо-западном склоне Сургутского свода. В тектоническом плане локальные поднятия Лянторской площади приурочены к Пимскому и Востокинскому валам. Поднятия Лянторского месторождения имеют меридиональное простирание. Характерным для них являются пологие углы падения крыльев, которые не превышают единиц градусов, контуры их изрезаны. Наиболее четко в структурном плане выражены Лянторская (южная), Январская (центральная) и Вос-токинская (северная) структуры Лянторского месторождения. Таняунская, Тайбинская и Тутлимская структуры, расположенные в восточной части месторождения, менее выражены в плане.

Литологический разрез месторождения слагают породы палеозойского складчатого фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойского складчатого чехла. Он однотипен в пределах территории всего Сургутского свода.

Доюрские отложения фундамента вскрыты на Лянторском месторождении пятью скважинами. Юрская система включает все три отдела. Меловая система состоит из двух отделов: нижнего и верхнего в котором и расположены основные промышленные залежи - пласты группы AC9.11.

Охарактеризованность разреза керном неодинакова. Наиболее детально изучены продуктивные отложения - пласты группы AC9.11.

Коллекторами являются средне-мелкозернистые песчаники и крупн среднезернистые алевролиты различной структурной зрелости, полими тового или аркозового состава.

С глубиной от пластов группы АС9 - АСи к юрским отложенш фиксируются сиена литологических и, соответственно, коллекторских х рактеристик пласта. Пласты АС», АСм, АСп, сложены наиболее крупн зернистыми, хорошо отсортированными песчаниками с низкой степень вторичного преобразования. В данных пластах фиксируются классичесю связи фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов с их стру турной зрелостью.

Отложения юры и ачимовской толщи претерпели значительное р гиональное уплотнение и вторичное минералообразование (регенераци лейкоксенизация). Менее благоприятные (относительно вышележащ] пластов) фациальные условия формирования, вкупе с этими фактора* предопределяют их низкие ФЕС даже при формально благоприятных гр нулометрических параметрах.

Средние значения пористости газонасыщенной и нефтенасыщенн< частей залежи в эти пластах практически одинаковы и округленно равг для АС» - 24 % для АСю - 25 %.

Средняя пористость пластов ачимовской толщи значительно меньи чем в АС и составляет 18 - 20 %. Емкостные свойства юрских отложен! еще ниже: Кп составляет 17 % для ЮСг и 15 % для ЮСз.

Средние значения проницаемости основных продуктивных пласт высокие: по АС9 301*10-Змкм2, по АСю 387*10-Змкм2. По АСп она нескол ко ниже: 254*10-3мкмг. В этих пластах лучшие коллектора развиты в пов шенных участках структур. В пласте БСв средняя Кпр равен 102*10-3мю Ачимовская толща и юрские отложения характеризуются невысоки; фильтрационными свойствами: 9,2*10-3мкм2 (ачимовская толща), 3,2*1 (ЮС2) и 9,3*10-3мкм2 (ЮСз).

и

Залежи в пластах водоплавающие, с газовыми шапками. Основные запасы нефти сконцентрированы в пласте АСю.

Нефти залежи пласта АС9 по дифференциальному (ступенчатому) разгазированию имеют плотность 887 кг/м3 по нефтяной и 896 кг/м3 по газонефтяной зонам. Свойства разгазированой нефти пласта АС9 в поверхностных условиях имеют следующие величины: вязкость 58,6 Мпа*с при 20° С, температура застывания минус 15° С; серы содержится 1,0 % (нефть сернистая), парафина 2,3 % (парафиновая), асфальтенов 2,4 % , смол 8,6 % (смолистая). Начало кипения нефти 104°С, до 200°С выкипает 16,1 % светлых фракций, до 350° С - 51,4 %. Растворенный в нефти газ состоит преимущественно из метана.

Физико-химические свойства разгазированой нефти пласта АСю в поверхностных условиях имеют следующие значения: вязкость 66,8 МПа*с при 20° С, температура застывания минус 23° С; содержится серы 1,2 %, парафинов 2 %, асфальтенов 2,9 %, смол 8,2 %. Начало кипения нефти 112° С, выкипает до 200° С 12,6 %, до 350° С - 43,3 %. Растворенный в нефти газ состоит преимущественно из метана.

Лянторское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1978 году на основании технологических схем разработки первоочередного участка и месторождения в целом, составленых СибНИИНП.

В основу технологической схемы разработки Лянторского месторождения положены следующие решения:

- выделение одного объекта разработки АС9-11;

- начальное размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв.;

- вскрытие в добывающих скважинах на первом этапе разработки неконтактных нефтенасыщенных толщин (отделенные от подошвенной воды и газа шапки непроницаемыми прослоями);

- довскрытие в добывающих скважинах контактных нефтенасыще ных толщин после выработки основных запасов из неконтактных проел ев.

Результаты эксплуатации Лянторского месторождения показали, ч' наличие обширных водонефтяных зон при высоких темпах разрабоп приводит к интенсивному обводнению скважин, добыче вместе с нефть значительных объемов воды. Данный факт резко осложняет процесс доб: чи нефти.

Основными причинами обводнения скважин являются:

- конусообразование воды, в связи с отсутствием надежных раздел^ на уровне водонефтяного контакта - 46 % высокообводненного фонда;

- вскрытие нефтенасыщенных толщин с низкой начальной нефтен сыщенностью - 8,8 %;

- прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам 21,8%;

- обводненность после дострела вышележащих, ранее газонасыще ных пластов и пропластков закачиваемой водой - 23,4%.

Таким образом, эксплуатация скважин с обводненностью выше 90 связана с расположением скважин в водонефтяных и газоводонефтяш зонах и прорывами закачиваемой воды по высокопроницаемым, ранее I зонасыщенным пропласткам к отверстиям перфорации в результате их д стрелов.

Результаты эксплуатации месторождения свидетельствуют о ни бежности добычи совместно с нефтью значительных объемов газа. Оснс ные объемы "прорывного" газа связаны с эксплуатацией скважин с выс ким газовым фактором и аномально высокими буферными давления] (выше 5,0 МПа). Газовый фактор по отдельным скважинам достигает 1 ООО м3/т.

В результате проведенного анализа были установлены следующие основные причины повышения газовых факторов при эксплуатации скважин:

- перфорация газонасыщенных пропластков, в следствии неопределенности выбора уровня ГНК на стадии бурения - 14,9 % загазованного фонда скважин;

- поступление газа за счет образования газовых конусов на участках монолитного строения пласта - 72,4 %;

- поступление газа к отверстиям перфорации по проницаемым про-пласткам, имеющим выход на ГНК (латеральная фильтрация газа) - 1,7 %;

- Работа скважин в режиме растворенного газа - 2,0 %.

Отмеченные особенности геологического строения и эксплуатации

месторождения формируют крайне неблагоприятную динамику добычи нефти.

Существенную роль в сложившейся ситуации играет качество вторичного вскрытия продуктивных пластов. В данном случае, проанализировав геологическое строение Лянторского месторождение и результаты его эксплуатации, можно сделать заключение, что здесь в полной мере проявляются все отрицательные качества вторичного вскрытия пластов прострелочно - взрывными методами.

Вскрытие пластов корпусными перфораторами не обеспечивает создания эффективной зоны фильтрации в призабойной зоне скважины и требует практически немедленной интенсификации производительности скважин. Применение более мощных бескорпусных перфораторов приводит к деформации эксплуатационной колонны, нарушению ее целостности и целостности затрубного цементного камня. В следствии этого возникают заколонные циркуляции нефти и газа и резкий рост обводненности и загазованности продукции.

Наличие указаных проблем заставляет искать методы вскрытия пластов исключающие применение прострелочно - взрывных работ.

Основным методом который может найти применение при вскрытии продуктивных горизонтов с исключением всех недостатков присущих про-стрелочно - взрывным работам является гидропескоструйная перфорация.

Вторая глава посвящена теоретическим аспектам разрушения горных пород струей жидкости. Рассмотрена история возникновения гидромониторных методов в горнорудной промышленности их преимущества и недостатки в сравнении с традиционными методами. Даны причины отсутствия широкого применения гидромониторных методов в горнорудной и угледобывающей промышленности.

В главе рассматриваются случаи применения разрушения горных пород струей жидкости при бурении скважин по слабоцементированным отложениям. Показаны положительные стороны указанного метода бурения и его преимущества по сравнению с роторным и турбинным бурением

Рассмотрены основные закономерности движения струи жидкости и действия струи на преграду, динамика скорости струи и давления в струе на различных ее участках. Изучены силы возникающие при ударе струи жидкости о преграду и распределение гидродинамического давления пс площади и протяженности струи.

На основании этих исследований определена физическая основа разрушения горной породы струей жидкости.

Так же в главе рассмотрены вопросы исследования разрушения горной породы струей жидкости в лабораторных условиях. Показано, чтс разрушение породы струей жидкости начинается тогда, когда давленш струи на породу в центре пятна составляет 20 - 80 % от предела прочности ее на одноосное сжатие. Причем, чем больше предел прочности породы ш одноосное сжатие, тем при меньшем по отношению к пределу прочности породы давлении струи начинается разрушение. Выявлено, что на процес< разрушения породы влияет широкий круг факторов, таких как пористосп и проницаемость породы, ее строение и структурные особенности, физико химические свойства жидкости. Доказано, что даже незначительное добав

ление абразивного материала (кварцевый песок) позволяет значительно снижать давление при котором начинается разрушение горной породы. При разрушении цементного камня прочностью 16,5 Мпа струей глинистого раствора с добавлением кварцевого песка в количестве 3-4 % разрушение цементного камня начинается уже при давлении в центре пятна в 14 % от прочности цементного камня. Приведены результаты промыслового испытания по разрушению горной породы струей технической воды и глинистого раствора с 4 % кварцевого песка при осевом бурении скважин №№ 668 и 688 на Солкинском месторождении Сургутского свода.

На основании технико-экономического анализа полученных результатов сделан вывод об экономической эффективности струйного бурения при наличии оборудования и инструмента позволяющего работать с давлениями 50 - 60 Мпа.

Рассмотрев ранее выполненные теоретические исследования по изучению механизма разрушения горных пород струей жидкости сделан вывод, что не существует единого механизма разрушения горной породы. Он зависит от особенностей горной породы, свойств струи и др. Именно по этой причине разрушение породы происходит при разных отношениях динамического давления в центре пятна струи к пределу прочности породы на одноосное сжатие, изменяющихся в очень широких пределах - от 150 до 14%

На основании этого предложен и теоретически обоснован механизм разрушения горной породы струей жидкости и сделаны следующие выводы:

1. Наиболее выгодно разрушать струей чистой жидкости пористые породы - требуется минимальная скорость струи и меньшие затраты энергии.

2. При наличии твердых частиц в жидкости эффективность разрушения горной породы значительно повышается за счет абразивного разрушения породы.

3. На процесс разрушения горной породы струей жидкости сущест венно влияет давление окружающей среды, проницаемость породь фильтрационные характеристики вещества струи.

Из проведенных теоретических исследований видно, что удельна емкость разрушения горной породы струей жидкости очень высока - ка. минимум на порядок выше, чем при механическом разрушении долотами.

В определенных условиях струйное бурение скважин может быт экономически эффективным, но для этого необходимо оборудование ] инструмент с рабочим давлением 50 - 60 Мпа.

Для всестороннего теоретического обоснования механизма РГ1ТЯ необходимо дальнейшее детальное исследование механизма разрушена горных пород струей жидкости в различных условиях.

В третьей главе дано обоснование необходимости проведения экспе риментальных работ по определению параметров проведения гидропеско струйной перфорации и изучению результатов выполненных работ.

Существующая технология проведения гидропескоструйной перфо рации базируется на применении устаревшей техники и не учитывает раз вития промысловой техники и ее возможностей. Сложившаяся ситуация когда высокопроизводительная техника работает по устаревшей техноло гии приводит к неопределенности в анализе получаемых результатов и не возможности выдачи рекомендаций по дальнейшему внедрению гидропес коструйной перфорации как для вторичного вскрытия пластов, так и да интенсификации производительности скважин. В целях адаптации высо копроизводительных насосных агрегатов фирмы "Стюарт и Стивенсон" 1 аппаратно - регистрирующего комплекса к проведению гидропескоструй ной перфорации был проведен ряд наземных экспериментальных работ н< моделях прискважинной зоны пласта.

Было проведено четыре эксперимента с моделями различной конст рукции и при различных режимах работ.

Первые модели скважин представляли из себя цементный и песчано -цементный блок отлитый в кольцевой металлической обечайке диаметром и высотой 1000 мм. В центре блока был установлен обрезок эксплуатационной колонны диаметром 146 мм. С толщиной стенки 10 мм. Низ колонны был заглушён металлической заглушкой. Верх оборудован резьбовой муфтой с проходным патрубком для установки гидроперфоратора и обвязки с насосным агрегатом. В модели скважины был установлен гидроперфоратор с двумя насадками диаметром 6 мм. направленными в противоположные стороны.

Проведенные эксперименты на данных моделях показали принципиальную перспективность дальнейшего проведения опытных работ, а также необходимость изменения конструкции модели скважины с целью недопущения ее преждевременного разрушения.

Была разработана конструкция экспериментальной установки с одной, торцевой, гидроперфораторной насадкой и модулем, имитирующем прискважинную часть пласта с эксплуатационной колонной. Горная порода моделировалась песчано - цементной смесью в соотношении 1 к 1 с семидневной выдержкой (аж= 30 МПа). Установка получила наименование "Модульной" и позволяла быстро менять модули - имитаторы присква-жинной зоны пласта.

Были проведены экспериментальные резки модулей при различных расходах жидкости и различных концентрациях песка.

На основании экспериментальных работ были сделаны следующие выводы:

1. Существующее насосное оборудование позволяет работать спаренным стандартным перфоратором с восемью рабочими насадками и расходом рабочей жидкости 0,2 м5 на насадку.

2. Превышение времени резки свыше 20 минут не влияет на увеличение глубины прорезаемого канала.

3. Возможно проведение гидропескоструйной перфорации при замк нутой циркуляции рабочей жидкости с концентрацией песка в рабоче! жидкости 50 кг/м3.

В четвертой главе рассмотрены вопросы применения гидропескост руйной перфорации как метода интенсификации производительносп скважин. Показаны этапы развития и регионы применения метода.

В Сургутском регионе работы по гидропескоструйной перфорацш начали проводится в середине семидесятых годов. Они имели единичны! характер и несмотря на свою эффективность широкого распостранения Н( получили. Существующие в то время насосные агрегаты имеющие малук производительность и развивающие давление порядка 40 МПа. не позво ляли проводить гидропескоструйные перфорации качественно и на долж ном технологическом уровне. Не всегда удавалось выдержать заданньи режим резок и достичь запланированного результата. Ненадежность сква жинного и наземного оборудования , его частые выходы из строя, привелс к тому, что в год проводилось от 4 до 10 операций, что не отвечало требо ваниям нефтедобычи. Благодаря этим обстоятельствам гидропескоструй ная перфорация не получила широкого применения и применялась тольж в тех случаях, когда никакой из существующих методов интенсификацш продуктивности скважин не давал результатов, что указывает на призна пие высокой эффективности метода.

Тем не менее за период с 1986 по 1993 год на Лянторском месторож дении были проведены работы на 37 скважинах. Выполненные работы по казали их достаточно высокую эффективность. Прирост дебитов нефти по еле обработки достигал от 2 до 20 т/сут. Отсутствие эффекта на отдельны: скважинах происходило из-за ошибок в установке перфоратора в скважин и попадания интервала резки в водяную или газовую зону пласта. П< скважинам на которых проводилась щелевая гидропескоструйная перфо рация средний прирост дебита составил 7,9 т/сут. Анализ проведенных ра бот показывает, что щелевая гидропескоструйная перфорация как мето,

обработки призабойной зоны пласта более эффективна чем точечная. Она дает более высокий среднесуточный прирост дебитов нефти.

В 1994 - 1995 годах на Федоровском месторождении проводились работы по точечной гидропескоструйной перфорации после ремонтно-изоляционных работ.

Вскрытие продуктивных горизонтов гидропескоструйной перфорацией после ремонтно-изоляционных работ позволяет избежать повторных изоляционных работ, что довольно часто происходит вскрытии пластов прострелочно-взрывными работами.

В 1993 году институт Океангеология занялся модифицированием щелевого перфоратора. В том же году объединением Сургутнефтегаз были приобретены насосные агрегаты позволяющие развивать давление до 1000 атм. с расходом 1000 л/мин.

С появлением новых насосных агрегатов возродилась идея возобновления метода гидропескоструйной перфорации. Но отсутствие щелевых перфораторов привело к тому, что работы проводились с точечными гидроперфораторами. За период 1994 - 1995 годов были проведены работы на 31 скважине различных месторождений Сургутского региона.

Благодаря новому техническому оснащению имеющему достаточный запас мощности, процесс гидропескоструйной перфорации получил новые технические возможности. Изменение давлений при резке, возможность изменения и контроля концентрации песка в широких пределах, применение песка строго калиброванной фракции, позволили взять процесс резки под надежный контроль с полной регистрацией параметров резки. Компьютеризация контроля параметров проведения процесса гидропескоструйной перфорации позволяет проводить четкий сравнительный анализ проведенных работ как по месторождениям, так и по отдельным пластам.

В связи с тем, что работы по щелевой и точечной гидропескоструйной перфорации проводились на различных месторождениях, сравнение результатов работ носит несколько необъективный характер.

В настоящее время на Лянторском месторождении проводятся работы как с щелевыми, так и с точечными гидроперфораторами. Нарабатывается материал для геолого - промыслового анализа результатов работ дву> типов гидропескоструйной перфорации.

Анализ выполненных работ позволит дать рекомендации по последующему применению различных методов гидропескоструйной перфорации как при вторичном вскрытии продуктивных горизонтов после бурения, так и при увеличении продуктивности скважин.

Основные выводы.

1. На основании изучения и обобщения результатов вторичногс вскрытия продуктивных горизонтов стреляющими перфораторами применяемых конструкций доказана их недостаточная эффективность.

2. Выявлено возникновение значительных осложнений геологического и технологического характера при применении стреляющих перфораторов, связаных с разрушением заколонного цементного камня и деформациями эксплуатационной колонны, требующих применения методов капитального ремонта скважин для восстановления проектной производительности скважин.

3. Теоретическими и экспериментальными исследованиями доказана высокая эффективность разрушения горных пород струей жидкости и возможность ее практического применения. Выявлена зависимость разрушающей способности струи от рабочего давления и наличия в жидкост* абразивного материала.

4. Разработан и внедрен в ОАО Сургутнефтегаз технологический регла мент проведения гидропескоструйной перфорации с применением ком плекса высокопроизводительного насосного оборудования.

По разработанной технологии в 1996-1997 годах были проведень работы на 94 скважинах и выполнено 428 резок. Прмышленное примене нне разработанной технологии позволило получить на месторождния;

ОАО Сургутнефтегаз экономический эффект в размере 622 545 ООО рублей (в ценах 1997 года).

По результатам выполненных исследований опубликованы следующие работы:

1. Л.М.Кочетков.Проблемы вторичного вскрытия продуктивных горизонтов месторождений Сургутского свода на поздней стадии разработки. Тезисы докладов международной научной конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири». Тюмень, 1996, с. 93.

2. А.С.Нуряев, Л.М.Кочетков, В.Н.Журба. Сравнительный анализ методов вторичного вскрытия продуктивных горизонтов Лянторского и Федоровского месторождений. Тезисы докладов международной научной конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири». Тюмень, 1996, с. 96.

3. Л.М.Кочетков, Ю.С.Кузнецов, А.С.Нуряев. Методика проведения промыслового эксперимента по щелевой гидропескоструйной перфорации с применением высокопроизводительной промысловой техники. Тезисы докладов международной научной конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири». Тюмень, 1996, с. 108.

4. Л.М.Кочетков, В.Н.Журба, А.С.Нуряев. Промысловые исследования щелевой и точечной гидропескоструйной перфорации. Тезисы докладов международной научной конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири». Тюмень, 1996, с. 111.

5. Ю.С.Кузнецов, Л.М.Кочетков, Р.Ю.Кузнецов. Теоретические аспекты гидромониторного разрушения породы затопленными струями применительно к щелевой разгрузке забоя. Нефть и газ. Известия высшых учебных заведений. Тюмень, 1997, №5.

6. Л.М.Кочетков, В.Н.Журба. Обзор существующих методов вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтегазовых месторождений. Тематический сборник ТюмГНГУ. Тюмень ,1997.

Соискатель

Каг1

Л.М.Кочетков