Оптимальные жидкостные системы для
advertisement
Оптимальные жидкостные системы для перфорирования скважин Последние достижения в разработке перфорационных жидкостей помогают компаниям-операторам при перфорировании скважин получать чистые каналы и чистую прибыль. Вместе с совершенствованием эксплуатационных характеристик перфораторов и технологии перфорирования на динамической депрессии эти новые жидкости вносят существенный вклад в увеличение продуктивности скважин. Ларри Берманн Иэн C. Уолтон Рошарон, Техас, США Фрэнк Ф. Чанг Дахран, Саудовская Аравия Альфредо Фаярд Хьюстон, Техас, США Чи Кинь Хон Шекоу, Шеньчжень, Китай Бьёрн Лангсет Ставангер, Норвегия Стивен Мэйсон Шугар-Ленд, Техас, США Анне-Метте Матисен Hydro Берген, Норвегия Итало Пиццоланте Тянь Сиан CACT Operations Group Шекоу, Шеньчжень, Китай Грете Сванес M-I SWACO Берген, Норвегия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Нильса Когесон-Лое (M-I SWACO, Ставангер, Норвегия) и Чарли Свободу (M-I SWACO, Хьюстон, Техас, США). PLT (Production Logging Tool), PURE и SPAN (Schlumberger Perforating Analysis) являются товарными знаками компании Schlumberger. CLEANPERF — товарный знак компании M-I SWACO. 16 После любых скважинных работ крайне необходима очистка ствола. В процессе бурения порода попадает в скважину благодаря действию бурового долота и гидравлической энергии бурового раствора. Буровой раствор выносит обломки горных пород на поверхность. Но прежде, чем циркулирующий буровой раствор удалит обломочный материал, пласт подвергается воздействию посторонних твердых частиц, жидкостей и химреагентов, которые иногда загрязняют продуктивный коллектор и снижают проницаемость приствольной зоны. Это снижение часто называют ухудшением коллекторских свойств продуктивного пласта, и оно является одной из причин повышения значения скин-фактора. То же самое происходит во время перфорации, когда высокоскоростная струя металлических частиц облицовки (или облицовочного конуса), вылетающая из кумулятивного заряда взрывчатого вещества, прострелив обсадную колонну и цемент, проникает в пласт, создавая канал, глубоко внедряющийся в породу пласта. Непосредственно после срабатывания перфоратора жидкость из ствола скважины заполняет перфорационный канал. Как и в бурении, этот первоначальный контакт между скважинной жидкостью и пластом может вызвать дополнительное снижение проницаемости и эффективности перфорации. Особенно существенным такое взаимодействие жидкости и породы оказывается при перфорировании на репрессии, т. е. когда гидростатическое давление в скважине в момент перфорирования выше пластового давления. Должным образом подобранная перфорационная жидкость может помочь избежать подобных отрицательных явлений и значительно повысить продуктивность скважины. Несмотря на успехи в перфорировании пластов, достигнутые в настоящее время благодаря использованию передовых технологий, три фактора, о которых пойдет речь ниже, играют особенно важную роль в максимизации добычи углеводородов. Совместно они составляют основу для оптимизированной стратегии перфорации. Во-первых, каналы перфорации должны быть ориентированы надлежащим образом; во-вторых, обломочный материал должен быть эффективно удален из перфорационных каналов; и в-третьих, ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта при перфорационных работах должно быть минимизировано. Обломочный материал включает в себя не только разрыхленную породу в перфорационном канале, но и, что хуже, раздробленные зерна песка, выстилающие поверхность канала и образующие слой поврежденной вследствие перфорации породы сниженной проницаемости. При перфорировании продуктивных зон в слабосцементированных породах, где присутствует риск выноса песка из пласта в скважину, ориентация перфорационных каналов чрезвычайно важна для обеспечения стабильного дебита. Это особенно существенно для наклонных и горизонтальных скважин. Избыточный вынос песка является типичным осложнением, сопровождающимся эрозией внутрискважинного оборудования, закупоркой ствола скважины и, в конечном счете, полным перекрытием потока скважинного флюида. Нефтегазовое обозрение В 2001 г. компания BP отметила, что 60% ее международной добычи, что составляет приблизительно 2 млн барр. (317 800 м3) нефтяного эквивалента в день, поступало из месторождений, требующих применения тех или иных мер по противодействию выносу песка.1 Данные численные показатели подчеркивают необходимость разработки оптимизированной стратеВесна 2007 гии перфорирования, обеспечивающей правильную ориентацию и фазировку перфорационных каналов, что позволяет минимизировать вынос песка и максимизировать добычу углеводородов.2 После перфорирования обломочный материал должен быть удален из перфорационных каналов. Длинные перфорационные каналы и каналы, находящиеся 1. Morton N: «Screening Out Sand,» BP Frontiers, issue 2 (December 2001): 18–22. 2. Подробнее об ориентации каналов перфорации см.: Bersås K, Stenhaug M, Doornbosch F, Langseth B, Fimreite H and Parrott B: «Perforations on Target,» Oilfield Review 16, no. 1 (Spring 2004): 28–37. Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-deCárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A and Twynam A: «Practical Approaches to Sand Management,» Oilfield Review 16, no. 1 (Spring 2004): 10–27. 17 Депрессия, фунт/дюйм2 Репрессия, фунт/дюйм2 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 –500 –1 000 –1 500 –2 000 –2 500 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Время, с Рис. 1. Динамика давления при использовании системы перфорации PURE. В пределах 0,1 с после срабатывания перфоратора давление (синяя линия) внутри и вокруг перфорационных каналов резко падает. В стволе скважины с открытым выходом на поверхность давление восстанавливается до величины первоначального гидростатического давления в пределах 0,15 с. Это помогает очистить перфорационный канал от раздробленных обломков породы пласта и повышает продуктивность скважины. Чтобы минимизировать повреждение вследствие перфорации, во время восстановления гидростатического давления перфорационная жидкость должна быстро образовать необходимую глинистую корку (уплотнение) на стенке вскрытого пласта. в твердых низкопроницаемых пластах, бывает трудно очистить. Для очистки каналов перфорации от обломочного материала и минимизации повреждения вследствие перфорации иногда используется перфорирование на депрессии.3 Однако совсем недавно было осознано, что создание динамической депрессии сразу после детонации перфоратора может приводить к лучшей очистке перфорационных каналов, чем перфорирование на статической депрессии, а в некоторых случаях оно лучше подходит для схемы заканчивания скважины и скважинных условий.4 Динамическая депрессия обычно может создаваться из начального состояния, которое может характеризоваться как пониженным, так и повышенным гидростатическим давлением. Перфорационная система PURE для создания чистых перфорационных каналов вызывает динамическую (переходную) депрессию непосредственно после простреливания перфорационного канала.5 Эта мгновенная декомпрессия пластовых жидкостей вокруг перфорированного интервала помогает удалять раздробленный материал из канала, в то время как остальная часть ствола скважины может находиться при повышенном гидростатическом давлении (рис. 1). В большинстве случаев методика PURE позволяет получить более низкие величины скин-фактора, чем при 18 применении стандартных методов перфорирования при пониженном гидростатическом давлении на пласт. Как только перфораторы сработали при необходимой ориентации и динамическая депрессия помогла очистить перфорационные каналы, гидростатическое давление в перфорационных каналах снова становится равным скважинному давлению. Если начальное состояние ствола скважины характеризуется депрессией, то у скважинных флюидов мало шансов проникнуть в пласт через перфорационный канал. Однако в зависимости от конфигурации ствола скважины и характеристик пласта при перфорировании на репрессии флюид из ствола скважины может заполнить перфорационные каналы, что повысит вероятность дальнейшего ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта. Хотя инженеры понимают, что перфорирование на начальной репрессии может привести к ухудшению гидравлической проводимости прискважинной зоны пласта, иногда оно неизбежно. Так, перфорирование на репрессии зачастую является самой экономичной и эффективной операцией, особенно когда компании-оператору необходимо извлечь перфорационную компоновку из ствола скважины после перфорирования. Компания-оператор имеет, по существу, лишь три возможности. • Сбросить перфораторы в зумпф сразу после их срабатывания. Для этого потребуется специальный соединитель, который называется переводником для сброса перфораторов, достаточная глубина ствола скважины под оснащенным интервалом, отклонение скважины менее чем приблизительно 60 градусов и предварительное оснащение верхней части скважины. При этих условиях скважину можно перфорировать на начальной репрессии, перфораторы сбрасываются, а скважина сразу вводится в режим эксплуатации. Из всех трех возможностей, этот вариант обеспечивает наименьший риск повреждений. • Перфорировать на начальной депрессии, а затем извлечь перфораторы через переходную головку фонтанной арматуры, которая позволяет извлекать инструменты через устьевое оборудование под давлением. Этот метод обычно приводит к незначительному ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта, но применение этих специализированных инструментов не всегда целесообразно или рентабельно. • Перфорировать на репрессии так, чтобы перфораторы можно было безопасно извлечь, и затем провести заканчивание скважины на устье с фонтанной арматурой. В этом случае перфорационная жидкость, в качестве которой часто используется суспензия для глушения скважин (fluid-loss control pill (FLCP), «kill pill»), обычно вымывается из ствола скважины, прежде чем скважина будет введена в эксплуатацию. В этой статье мы сосредоточим внимание на третьем элементе оптимизированной стратегии перфорирования — перфорационной жидкости. Мы опишем комплексные лабораторные испытания, которые формируют основу для разработки новой жидкостной системы для перфорации. Затем мы покажем, как одна компания-оператор в Южно-Китайском море применила теоретические принципы создания такой системы, чтобы улучшить эффективность добычи. Оценка жидкостей для перфорирования на репрессии Поскольку после перфорирования жидкость фильтруется в пласт, она может вызвать ухудшение проницаемости в радиальном направлении от интервала перфорации. Величина снижения прониНефтегазовое обозрение Весна 2007 Неповрежденный пласт Зона низкой проницаемости и разрыхленная при перфорировании порода, обычно вымываемые начальным притоком пластового флюида Внутренняя Фильтрующая глинистая корка поверхность Перфорационный канал цаемости в радиальном направлении определяется многочисленными факторами, включая начальную проницаемость пласта, перепад давления между стволом скважины и продуктивным пластом, количество и тип глин и прочих твердых частиц внутри поровых каналов пласта, химические компоненты жидкой фазы и химические и физические свойства твердой фазы. Чаще всего используемой скважинной перфорационной жидкостью является рассол для заканчивания скважины. Когда потери рассола становятся существенными (с точки зрения количества поглощенной пластом жидкости или ее стоимости), то для закупоривания перфорационных каналов с целью предотвращения дальнейшей утечки по перфорированному интервалу распределяют вторичную жидкостную систему — суспензию для глушения скважин FLCP (kill pill). Чаще всего эти суспензии являются смесями жидких и твердых компонентов, где твердая фаза представлена твердыми частицами полимеров и других веществ, таких как карбонат кальция (CaCO3), с размером частиц, позволяющим минимизировать утечку жидкости в пласт. После истечения этой жидкостной системы через перфорационный канал, ее твердая и жидкая фазы разделяются по мере фильтрации через стенки пласта (рис. 2). Фильтрация жидкости в пласт может уменьшать проницаемость посредством нескольких механизмов. Вещества, содержащиеся в фильтрующейся жидкости, могут вступать в реакцию с глинистыми частицами в поровых каналах пласта, вызывая их разбухание или делая их подвижными и таким образом снижая эффективную проницаемость. Такие соединения, как поверхностно-активные вещества и полимеры, мигрирующие в продуктивный пласт, могут изменить смачиваемость и эффективный диаметр поровых каналов, таким образом изменяя потери давления на трение и, возможно, ограничивая приток углеводородов. По мере того как жидкая фаза фильтруется в пласт, полимеры и другие твердые частицы осаждаются из перфорационной жидкости в перфорационный канал и пласт, образуя низкопроницаемую глинистую корку (уплотнение) между стенкой канала и пластом. В проницаемой породе скорость, с которой образуется это уплотнение, наряду со свойствами формирующих это уплотнение материалов, определяет скорость фильтрации, общий объем Зона проникновения жидкости Внешняя глинистая корка Зона сниженной в процессе бурения проницае$ мости Цемент Обсадная колонна Рис. 2. Фильтрация на стенке пласта. В условиях репрессии, когда гидростатическое давление в скважине больше, чем пластовое давление, стенки перфорационных каналов выполняют функцию фильтра. По мере того как жидкость из ствола скважины продавливается в пласт под действием повышенного перепада давления в скважине, твердая фаза отфильтровывается на стенке горной породы; лишь жидкость и мелкодисперсные частицы могут мигрировать обратно в проницаемую породу (врезка). Размер частиц, способных пройти начальную зону фильтрации, в основном зависит от диаметра поровых каналов пласта, а также размеров и характеристик частиц твердой фазы, содержащихся в жидкости. Как правило, твердая фаза проникает на небольшое расстояние вглубь пласта, а также распределяется по поверхности, образуя внутреннюю и внешнюю глинистую корку соответственно. Глубина, толщина, эластичность и другие механические свойства глинистой корки влияют на сложность ее удаления при инициировании притока. жидкости, поглощенной коллекторским пластом, и, как следствие, общий уровень снижения коллекторских свойств продуктивного пласта после перфорации. Понимая важность минимизации снижения коллекторских свойств продуктивного пласта из-за фильтрации жидкости, в 2001 г. инженеры компаний Hydro, Schlumberger и M-I SWACO начали исследования, направленные на разработку оптимальной перфорационной жидкости, позволяющей минимизировать снижение коллекторских свойств продуктивного пласта при перфорации на репрессии.6 Чтобы установить критерий оценки повреждения пласта перфорационной жидкостью, сначала были исследованы жидкости для заканчивания скважин на водной и углеводородной основе, обычно применяемые для перфорирования на репрессии. Начальные составы были разработаны в тесном сотрудничестве между компаниями Hydro Oil & Energy и M-I SWACO в лаборатории компании Hydro в Бергене, Норвегия. Испытываемые жид- кости были приготовлены и отправлены в лабораторию компании M-I SWACO в Хьюстоне для проверки их свойств. Затем пробы были переданы в Центр технологий заканчивания продуктивных пластов компании Schlumberger в Рошароне, Техас, США, где были проведены перфорационные испытания. В Центре в Рошароне в испытательной камере были исследованы шесть типов жидкостей (рис. 3). Поскольку было установлено, что кумулятивные заряды с 3. Подробнее о перфорации на депрессии см.: Bakker E, Veeken K, Behrmann L, Milton P, Stirton G, Salsman A, Walton I, Stutz L and Underdown D: «The New Dynamics of Underbalanced Perforating,», Oilfield Review 15, no. 4 (Winter 2003/2004): 54–67. 4. Chang FF, Kågeson-Loe NM, Walton IC, Mathisen AM and Svanes GS: «Perforating in Overbalance—Is It Really Sinful?,» paper SPE 82203, SPE Drilling & Completion 19, no. 3 (September 2004): 173–180. 5. Подробнее о технологии PURE см.: Bruyere F, Clark D, Stirton G, Kusumadjaja A, Manalu D, Sobirin M, Martin A, Robertson DI and Stenhouse A: «New Practices to Enhance Perforating Results,» Oilfield Review 18, no. 3 (Autumn 2006): 18–35. 6. Chang et al, сноска 4. 19 Жидкость Базовая жидкость Утяжелитель Плотность, г/см3 Твердая фаза Буровой раствор на углеводородной основе Эмульсия с углеводородной дисперсионной средой Барит 1,65 Барит Буровой раствор на углеводородной основе с формиатом цезия и низким содержанием твердой фазы Эмульсия с углеводородной дисперсионной средой Формиат цезия/карбонат кальция 1,67 Карбонат кальция Буровой раствор на углеводородной основе с бромидом кальция и низким содержанием твердой фазы Эмульсия с углеводородной дисперсионной средой Бромид кальция/карбонат кальция 1,34 Карбонат кальция Формиат калия Формиат калия/карбонат кальция 1,63 Карбонат кальция Формиаты калия и цезия Формиат калия/формиат цезия/ карбонат кальция 1,63 Карбонат кальция Бромид кальция Бромид кальция/карбонат кальция 1,65 Карбонат кальция Состав для глушения скважины с формиатом калия Состав для глушения скважины с формиатами калия и цезия Состав для глушения скважины с бромидом кальция Рис. 3. Испытания различных видов перфорационных жидкостей. Жидкости в первой серии испытаний представляли собой растворы на углеводородной основе и перфорационные жидкости на основе рассолов для заканчивания скважины. Плотности всех жидкостей были практически одинаковы и для большинства жидкостей были увеличены путем добавления карбоната кальция (CaCO3). цинковой облицовкой несовместимы с некоторыми растворами для заканчивания скважин на водной основе, была оценена совместимость нескольких испытываемых жидкостей как с цинковым, так и со стальным материалом облицовки.7 Первый этап испытаний проводился на кернах песчаника Каслгейт (Castlegate) проницаемостью от 600 до 1 000 мД. В лаборатории испытываемые образцы керна были высушены при температуре 300°F (149°C) в течение 16 ч. Далее образцы были помещены в вакуум и затем насыщены керосином, после чего была измерена начальная пористость. Проницаемость кернов определялась как для осевого, так и для радиального течения при температуре и давлении окружающей среды, что позволило адекватно моделировать действие давления покрывающих пластов. Затем один керн был помещен в сосуд для перфорирования с обсадной колонной и цементной плитой, прикрепленной к основанию керна (рис. 4). К керну было приложено давление, имитирующее давление покрывающих пластов, был установлен перфоратор, а модельный ствол скважины был заполнен испытываемой жидкостью. Большинство испытаний проводилось с вращением испытательной камеры, что обеспечивало срабатывание перфораторов в вертикальном направлении для моделирования процесса направленного перфорирования в горизонтальной скважине. Как только в испытательной камере достигалась требуемая пластовая температура, в ней создавались требуемое поровое дав- 20 ление, напряжения, соответствующие давлению покрывающих пластов, и давление в стволе скважины, эквивалентное репрессии на пласт в 450 фунт / дюйм2 (3,1 МПа). После того как все давления стабилизировались, производилась перфорация; затем давлению в скважине и поровому давлению давали возможность повторно стабилизироваться. Систему закрывали и в течение трех дней поддерживали под давлением, соответствующим приложенной репрессии на пласт. В некоторых испытаниях фильтрация продолжалась в режиме остановленной скважины, заставляя давление в скважине уменьшаться и приближаться к давлению продуктивного пласта (рис. 5). Если давление падало до заранее заданного уровня, его увеличивали, чтобы поддерживать репрессию в 450 фунт / дюйм2. Эта процедура моделировала промысловые работы, в которых периодически восстанавливается гидростатический напор в стволе скважины, обеспечивающий поддержание гидростатического давления. В некоторых испытаниях этот цикл закачки и фильтрации жидкости происходил несколько раз во все время поддержания режима остановленной скважины в зависимости от способности перфорационного флюида предотвращать утечку жидкости. Спустя три дня установку охлаждали, а давление понижали до уровня атмосферного давления. Продуктивность после перфорации измеряли при температуре окружающей среды путем наблюдения за истечением керосина через керн в осевом направлении. Начиная с низкого расхода жидкости, естественный выход жидкости продолжался до тех пор, пока не устанавливалось стационарное течение. Затем расход жидкости увеличивали для измерения пошагового изменения степени очистки как функции расхода жидкости. Чтобы сравнить способности различных испытываемых составов предотвращать потери жидкости, была определена скорость образования глинистой корки, которая может интерпретироваться как скорость фильтрации (рис. 6). Также были проведены стандартные тесты по определению потерь жидкости при высоком давлении и высокой температуре. Такая характеристика, как объем фильтрата, поглощенного в течение первой минуты испытания, иначе называемый мгновенной фильтрацией (spurt loss), также помогала сравнить характеристики образования глинистой корки при использовании различных жидкостей (рис. 7). Результаты данной серии испытаний показали, что большинство жидкостей замедляет внедрение фильтрата в керн. Однако рассол бромида кальция (CaBr2) и буровой раствор на углеводородной основе с рассолом формиата цезия (CsCOOH) с низким содержанием твердой фазы были исключениями. Предыдущие испытания выявили наличие химической реакции между частицами цинковой облицовки и содержащим кальций рассолом во время перфорирования с применением зарядов с цинковой облицовкой. Из-за этого перфорационная Нефтегазовое обозрение 7. Javora PH, Ali SA and Miller R: «Controlled Debris Perforating Systems: Prevention of an Unexpected Source of Formation Damage,» paper SPE 58758, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 23–24, 2000. 8. Chang et al, сноска 4. 9. NPPR = Весна 2007 где — проницаемость. Перфорационная жидкость Керн Перфорирование Сталь, имитирующая колонну обсадных труб Цемент Клапан микрометра Разность порового давления и давления в скважине Давление в скважине Кабель взрывной головки Простреливаемая плита, моделирующая обсадную колонну и цемент Перфоратор с кумулятивным зарядом Образец керна Модельный ствол скважины Пятигаллонный аккумулятор, подсоединенный к стволу скважины Данные о давлении обжатия керна Камера давления для обжатия керна Данные о давлении в скважине жидкость, содержащая CaBr2, теряет свою способность предотвращать утечку, что подтверждается быстрым выравниванием порового давления до уровня давления в скважине (рис. 8).8 Однако потери жидкости предотвращаются путем использования зарядов со стальной облицовкой. Буровой раствор на углеводородной основе с формиатом цезия и низким содержанием твердой фазы обладает меньшей способностью предотвращать потери жидкости. Так, наблюдалась высокая начальная потеря жидкости, и большее количество жидкости было поглощено пластом, особенно во время начальной стадии мгновенной фильтрации. Исследование керна после испытаний выявило, что перфорационные каналы были заполнены рыхлой породой и в ряде случаев плотно закупорены смесью твердой фазы из перфорационной жидкости и зерен пластового песка. Это заполнение канала, возможно, выполняло функцию пористой среды, понижая его гидравлическую проводимость, которая иначе была бы бесконечно большой. Чтобы лучше оценить очищающие возможности различных жидкостей, была вычислена проницаемость интервала перфорации, которая учитывает уплотнение глинистой корки внутри перфорационного канала. Проницаемость интервала перфорации вычисляли путем численного моделирования исходя из измеренной продуктивности и размеров перфорационных каналов. После этого определяли нормализованное отношение эффективной проницаемости интервала перфорации к проницаемости исходного керна (normalized perforation/ permeability ratio (NPPR)) путем деления проницаемости перфорированного интервала на квадратный корень из среднего арифметического квадратов осевой и диаметральной проницаемости керна.9 Как видно, NPPR является мерой того, насколько проницаем интервал перфорации по сравнению с исходным керном. Эта величина не зависит от длины и диаметра перфорационного канала. Расчеты NPPR Тридцатигаллонный гидроаккумулятор Модельные образцы керна продуктивного пласта Рис. 4. Полномасштабная установка для перфорационных испытаний. Испытательная камера (слева вверху на рис.) показана с керном в эластомерном рукаве. После герметизации установки давление и температура поддерживаются в диапазоне моделируемых забойных условий. Малый и большой гидроаккумуляторы создают давления в дальней зоне (гидростатические давления) (внизу на рис.). Во время испытаний перфоратор (выделен красным цветом) выстреливает через стальную пластину с подложкой из цемента в керн пласта, моделируя таким образом скважинные условия (врезка). 21 6 000 100 80 фунт/дюйм2 4 000 5 000 3 000 ΔP, Давление, фунт/дюйм2 5 000 2 000 4 000 1 000 12 24 36 Время, ч 48 60 72 Рис. 5. Типичный профиль давления в скважине при закрытом устье. Распределение давления в скважине было получено в течение 72 ч в режиме закрытой скважины. Пики давления наблюдались, когда модельное гидростатическое давление увеличивали, чтобы учесть фильтрацию жидкости в керн. Скорость фильтрации определяется из наклона кривой фильтрации (врезка). подтвердили, что применение перфорационных жидкостей на углеводородной основе обеспечивает получение более чистых перфорационных каналов (рис. 9). NPPR также является полезным параметром для оценок эффективности очистки каналов перфорационными жидкостями на водной основе, которые невозможно получить из расчетов гидравлической эффективности течения в керне (core-flow efficiency (CFE)).10 Кроме того, результаты показали прямую зависимость между способностью предотвращать утечку жидкости и ухудшением коллекторских свойств пласта. Чем менее эффективно перфорационная жидкость образует глинистую корку, тем сильнее может быть эффект снижения проницаемости породы; это особенно верно для жидкостей на водной основе. Как правило, чем больше объем жидкости, поглощенной пластом, тем более плотными и менее пористыми становятся внутренняя и внешняя глинистые корки. Поэтому глинистую корку труднее удалить во время эксплуатации скважины, и повреждения перфорационных каналов более значительны. При применении перфорационных жидкостей на водной осно10. Гидравлическая эффективность течения в керне — это отношение коэффициента продуктивности, измеренного после простреливания керна кумулятивным зарядом, к теоретически идеальному коэффициенту продуктивности, получаемому при пренебрежении эффектами снижения проницаемости при перфорации. 11. Chang FF, Mathisen AM, Kågeson-Loe N, Walton IC, Svane G, Midtbø RE, Bakken I, Rykkje J and Nedrebø O: «Recommended Practice for Overbalanced Perforating in Long Horizontal Wells,», paper SPE 94596, presented at the SPE European Formation Damage Conference, Scheveningen, The Netherlands, May 25–27, 2005. 22 40 20 0 0 60 0 0 5 10 15 2 Рис. 6. Скорость фильтрации. Разность ΔP гидростатического давления в скважине и порового давления непосредственно после стабилизации давления в скважине изображена в зависимости от квадратного корня из времени . Приведенный к изменению площади поверхности стенки перфорационного канала наклон линии показывает скорость образования глинистой корки. Это значение также может истолковываться как скорость фильтрации (объем жидкости, фильтрующейся в керн или через керн с течением времени). ве, логарифм NPPR линейно уменьшается с ростом фильтрации жидкости, показывая неэффективность удаления глинистой корки и неблагоприятное влияние относительной проницаемости, вызванное жидкостями на водной основе. Испытания бурового раствора на углеводородной основе с низким содержанием твердой фазы показали существенное увеличение объемов фильтрации жидкости, которые могут ухудшить продуктивность. Однако, несмотря на высокую скорость фильтрации жидкости и высокие давления и температуры, испытанные буровые растворы на углеводородной основе с низким содержанием твердой фазы незначительно ухудшают проницаемость при условии, что они остаются стабильными и их эмульсии с углеводородной дисперсионной средой (вода в нефти) не инвертируют в течение всего процесса перфорирования. Возможность измерения модельного скважинного и пластового давлений помогла понять гидродинамику фильтрации и вероятность повреждений, вызванных перфорированием. Результаты этой первой серии испытаний указывают на то, что при использовании перфорационных жидкостей на водной или углеводородной основе главная возможность приостановить снижение проницаемости — это быстрое образование высококачественной глинистой корки на стенках пласта с перфорационным каналом. Несмотря на то, что перфорационные жидкости на углеводородной основе превосходят жидкости на водной основе в смысле их совместимости с породами пласта, минимизация потерь жидкости должна дополнительно способствовать сохранению изначальной продуктивности пласта. Моделирование промысловых условий Несмотря на то, что первая серия лабораторных испытаний выявила эффективность исследованных жидкостей, целый ряд вопросов о стратегии перфорирования в промысловых условиях оставался без ответа. Так как процедуры перфорирования зависят от особенностей проекта, может ли только лишь использование перфорационной жидкости с низкими фильтрационными характеристиками помочь в борьбе со снижением проницаемости? Должны ли скважины перфорироваться при заполнении чистым рассолом или специально подобранной перфорационной жидкостью? Должны ли применяться изоляционные пакеры, помогающие оптимизировать условия при динамической депрессии в стволе скважины? Чтобы ответить на эти вопросы, была проведена вторая серия испытаний для оценки технических характеристик перфорационных жидкостей на водной и углеводородной основе в различных модельных промысловых условиях. Было разработано несколько вариантов моделирования возможных промысловых условий — например, перфорирование с открытым устьем, с изолированным стволом скважины и с использованием чистого рассола.11 В первом случае («быстрое глушение»), открытый до устья ствол скважины был перфорирован, будучи заполнен специально разработанной перфорационной жидкостью, содержащей твердую фазу. МоНефтегазовое обозрение № испытания Начальная проницаемость, мД Диамет$ Осевая ральная Направление перфорирования (заряд) Плотность скважинного флюида, г/см3 Пористость керна, % Фильтрация при Скорость высоком давлении фильтрации, и высокой темпера$ фунт/(c1/2 дюйм2) туре в 1 мин, мл CFE NPPR 1 550 450 24,8 Буровой раствор на углеводородной основе (1,65) Горизонтальное (цинк) 0,2 0,32 0,67 51,70 2 768 510 25,7 Буровой раствор на углеводородной основе (1,65) Вертикальное (цинк) 0,2 0,22 0,90 1 150,00 3 750 500 24,9 Вертикальное (цинк) 4,0 0,38 0,82 169,00 4 575 675 24,9 Вертикальное (цинк) 3,5 0,62 0,52 0,67 5 1 030 715 24,6 Состав для глушения скважины с бромидом кальция (1,65) Вертикальное (цинк) 2,1 0,65 0,55 1,10 6 1 040 720 25,0 Состав для глушения скважины с бромидом кальция (1,65) Вертикальное (сталь) 2,1 0,46 0,57 1,90 7 600 530 24,4 Состав для глушения скважины с формиатом цезия (1,63) Вертикальное (цинк) 0,7 0,39 0,74 22,00 8 990 680 24,7 Состав для глушения скважины с формиатом цезия (1,63) Вертикальное (сталь) 0,7 0,09 0,53 7,85 9 940 670 24,1 Состав для глушения скважины с формиатами цезия и калия (1,63) Вертикальное (цинк) 1,3 0,25 0,47 4,42 10 920 720 24,6 Состав для глушения скважины с формиатами цезия и калия (1,63) Горизонтальное (цинк) 1,3 0,28 0,54 7,40 Буровой раствор на углеводородной основе с бромидом кальция и низким содержанием твердой фазы (1,34) Буровой раствор на углеводородной основе с формиатом цезия и низким содержанием твердой фазы (1,67) CFE 1,0 0,7 Испытание 6 0,2 Испытание 5 0,3 0,5 Испытание 10 0,4 Испытание 9 0,5 1,0 Испытание 8 0,6 Испытание 4 1,5 У В В В В Испытание 3 0,8 Сталь Испытание 7 Цинк Испытание 1 0,9 2,0 Испытание 2 2,5 0,1 0,0 0.0 Мгновенная фильтрация Фильтрация CFE NPPR Рис. 7. Начальные результаты первой серии из 10 испытаний (вверху на рис.). В испытаниях 1 и 2 сравнивали перфорирование с применением перфорационной жидкости на углеводородной основе с перфорированием в горизонтальном и вертикальном направлениях. Сопоставлялись величины гидравлической эффективности течения в керне (core-flow efficiency (CFE)), представляющей собой отношение измеренной и теоретической (для идеального перфорационного канала) проводимостей керна. Существенное преимущество в CFE наблюдалось в случае вертикально ориентированных перфораторов. В испытаниях 5 и 6 жидкости, содержащие бромид кальция (CaBr2), были опробованы при перфорировании зарядами со стальными и цинковыми облицовками. Было подтверждено негативное влияние брома и цинка в растворе (слева внизу на рис.). Нормализованное отношение эффективной проницаемости перфорированного интервала к проницаемости исходного керна (normalized perforation/permeability ratio (NPPR)) было лучше в случае делирование гидростатического давления столба скважинной жидкости осуществлялось с помощью буферного сосуда давления (гидроаккумулятора), позволяющего быстро увеличить давление в скважине до желаемого уровня репрессии на пласт. Весна 2007 В У В У У применения зарядов со стальными облицовками. Также было интересно сравнить CFE жидкостей на водной и углеводородной основе. За исключением испытания 4, в других случаях перфорирование с применением жидкостей на углеводородной основе вызывало меньшие повреждения (справа внизу на рис.). Была выдвинута гипотеза, что буровой раствор на углеводородной основе с низким содержанием твердой фазы, использованный для испытания 4, был деэмульгирован и поэтому дал неудовлетворительные значения CFE по сравнению с другими испытанными жидкостями на углеводородной основе. Высокое значение CFE, полученное в испытании 7 с жидкостью на водной основе, не совсем понятно. Поскольку такие высокие показатели CFE с раствором на водной основе идут вразрез со всеми другими испытаниями с использованием растворов на водной основе, результаты данного испытания были признаны аномальными. Сокращения: В — жидкости на водной основе, У — жидкости на углеводородной основе. Во втором варианте («медленное глушение»), ствол скважины был перфорирован на репрессии, но изолирован ниже пакеров. После перфорирования динамическое давление, вызванное срабатыванием перфоратора, мгновенно уменьшало давление в скважине сразу же после проникновения кумулятивной струи в породу. Однако без доступа к полному гидростатическому напору изолированный интервал ствола скважины не мог быть переведен в состояние репрессии до тех пор, пока пакеры не 23 Заряд с цинковой облицовкой 6 000 Давление, фунт/дюйм2 5 000 4 000 3 000 2 000 Давление в скважине Дальнее поровое давление Ближнее поровое давление 1 000 0 0 12 24 36 Время, ч 48 60 72 Заряд со стальной облицовкой 6 000 Давление, фунт/дюйм2 5 000 4 000 3 000 2 000 Давление в скважине Дальнее поровое давление Ближнее поровое давление 1 000 0 0 12 24 36 Время, ч 48 60 72 Рис. 8. Взаимодействие облицовок кумулятивных зарядов с присадками для снижения фильтрационных потерь. Предполагается, что цинковая пыль, образовавшаяся из цинковых облицовок зарядов, реагирует с солями в перфорационных жидкостях, содержащих рассолы. Продукты реакции оказывают отрицательное воздействие на полимеры, используемые для предотвращения утечек в перфорационных жидкостях и жидкостях для глушения скважины. Данные о давлении фильтрации указывают на невозможность предотвращения потерь жидкости при применении кумулятивных зарядов с цинковыми облицовками (вверху на рис.): давление в скважине (зеленая линия), ближнее поровое давление (синяя линия) и дальнее поровое давление (оранжевая линия) равны, что указывает на отсутствие глинистой корки и невозможность предотвращения потерь. В случае применения зарядов со стальными облицовками (внизу на рис.) жидкость может образовывать глинистую корку: давление в скважине (зеленая линия) и поровое давление (оранжевая и синяя линии) отчетливо различаются. демонтированы вручную. Наконец, в процессе, названном «отложенное глушение», испытательная камера была сконфигурирована для моделирования перфорирования на репрессии с чистым рассолом для заканчивания. После перфорирования чистый рассол был заменен жидкостью для глушения, аналогичной перфорационной жидкости, которая использовалась в предыдущих испытаниях. Нагрузка от столба жидкости для глушения эффективно продавливала чистый рассол в пласт до тех пор, пока жидкость для глушения не достигла перфорационного канала и образовала глинистую корку. Все эти процессы моделировались в лабораторных условиях. Гидроаккумуляторы с газовыми колпаками создавали гид- 24 ростатический напор, воспроизводящий давление столба жидкости над интервалом перфорации. Большой объем гидроаккумулятора позволял имитировать перфорирование в открытой скважине, обеспечивая при этом достаточное количество скважинной жидкости и энергии, чтобы пополнить дефицит давления вокруг перфорированного интервала после того, как сработали перфораторы. И наоборот, небольшой объем гидроаккумулятора позволял моделировать перфорирование в изолированном стволе скважины; это продлевало период динамической депрессии, поскольку было недостаточно энергии для поддержания давления непосредственно после проникновения заряда. В испытании с отложенным глушением в испытательную камеру добавлялся чистый рассол для заканчивания скважин. Поршневой гидропневматический аккумулятор, заполненный жидкостью для глушения, был подсоединен к испытательной камере, но изолирован клапаном в закрытом положении. Давление, создаваемое аккумулятором, было увеличено до скважинного давления с тем, чтобы в испытательной камере не было потери давления при открытом клапане; это сразу помогло установить состояние репрессии. Как только перфораторы сработали, давление в скважине и поровое давление достигли равновесия. Клапан между гидроаккумулятором и испытательной камерой был открыт, что привело к созданию репрессии, которая вызвала выдавливание чистого рассола через пробу керна. Как только образовалась глинистая корка, фильтрация прекратилась, и поддерживалась стабильная репрессия. В процессе глушения скважины в керн был внедрен большой объем чистой перфорационной жидкости, что привело к увеличению порового давления. Спускной клапан на задней стенке керноприемника позволил поддерживать относительно постоянное поровое давление. Расчеты гидравлической эффективности течения в керне CFE для каждой стратегии перфорирования показали, что чем ниже утечки жидкости в пласт через перфорационные каналы при закрытом устье скважины (регистрируемые по изменениям давления в скважине), тем выше CFE (рис. 10). Должным образом разработанная стратегия перфорации скважин, находящихся под действием гидростатического давления, должна вызывать значительно меньшее ухудшение коллекторских свойств прискважинной зоны пласта, чем перфорация с той же самой жидкостью в стволе скважины, изолированном пакером от действия гидростатического давления. Более того, перфорирование с чистым рассолом, а затем замена его на более тяжелую жидкость, способную заглушить скважину (kill pill), судя по всему, имеет наибольший отрицательный эффект, вероятно из-за чрезмерной фильтрации рассола в пласт. Подобные испытания на песчанике Каслгейт были проведены для оценки рабочих параметров перфорационных жидкостей на углеводородной основе. По сравнению с жидкостями на водной основе, жидкости на углеводородной основе, в целом, влияют Нефтегазовое обозрение Весна 2007 РУО 10 000 CaBr2 СГС KCOOH СГС 1 000 (K/Cs)COOH СГС CaBr2 РУО НСТФ 100 CsCOOH РУО НСТФ NPPR на перфорирование сходным образом, но позволяют достичь более высокой гидравлической эффективности течения в керне, указывая на меньшее ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта. Данные показывают, что перфорирование с жидкостью на углеводородной основе в открытой скважине приводит к меньшему отрицательному эффекту, чем все остальные испытанные жидкости и методики. Было отмечено, что перфорирование с использованием жидкости на углеводородной основе, а затем последующее глушение скважины вызвало больше повреждений. Эти результаты снова продемонстрировали необходимость быстрого образования глинистой корки для минимизации отрицательных последствий от проникновения твердой фазы и жидкостей в пласт. Общей тенденцией для всех испытаний было то, что изменение давления при перфорировании влияло на динамику предотвращения утечек для всех типов жидкостей для глушения скважин. Характер изменения забойного давления при перфорировании скважины без изоляции интервала подтвердил стабильное образование качественной глинистой корки. Анализ забойного давления при перфорировании изолированного интервала скважины выявил образование более проницаемой глинистой корки, что приводило к необходимости частого восстановления давления во время работы с закрытым устьем скважины. Когда модельный ствол скважины был перфорирован с чистым рассолом и затем позже заглушен, фильтрация жидкости контролировалась слабо. Наконец, во время перфорационных испытаний без динамической депрессии утечки жидкости предотвращались закупоркой каналов обломками разрыхленной породы. Несмотря на то, что необходимое предотвращение утечек жидкости было достигнуто без создания динамической депрессии, достигнутая эффективная проницаемость оказалась ниже из-за обломочного материала, оставшегося в перфорационном канале (рис. 11). Как только все испытания были завершены, инженеры и ученые Исследовательского центра компании Hydro Oil & Energy в Бергене выполнили петрографические исследования образцов тонких шлифов керна, наблюдая за изменениями в зернистых и поровых структурах между зоной дробления около перфорационного канала и ненарушенным кварцевым скелетом 10 Линия тренда для жидкостей на водной основе 1 0,1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 Скорость фильтрации, фунт/(c1/2 дюйм2) Рис. 9. Вычисление эффективной проницаемости интервала перфорации NPPR. Отношение NPPR помогает сравнивать истинную проницаемость пласта с его проницаемостью после перфорирования. NPPR также полезно для выявления различий между испытываемыми жидкостями. Целью является достижение высокого значения NPPR. Растворы на углеводородной основе (синие ромбы, красный квадрат и коричневый треугольник) обладают явным преимуществом перед растворами на водной основе. Сокращения: РУО — растворы на углеводородной основе, СГС — составы для глушения скважины, РУО НСТФ — растворы на углеводородной основе с низким содержанием твердой фазы. горной породы на удалении от перфорационного канала. Дополнительно с помощью сканирующего электронного микроскопа они исследовали полированные образцы, пропитанные эпоксидной смолой, и проанализировали микроизображения в отраженных электронах. Изображения тонких шлифов породы, прилегающей к стенке перфорационного канала, выявили влияние динамики давления на очистку канала (рис. 12). Было очевидно, что кумулятивные заряды создали зону дробления около стенки перфорационного канала. Как при быстром, так и при медленном глушении была достигнута динамическая депрессия, и зона дробления была удалена. Лабораторные исследования показали незначительное различие в размерах зерен в этих двух случаях. Однако в случае медленного глушения снижение проницаемости было более значительно, вероятно, из-за более интенсивных утечек жидкости. В случае без динамической депрессии зона уплотнения не была удалена. Результатом было удержание существенного количества мелкозернистого материала в перфорационном канале, которое уменьшало гидравлическую эффективность течения в керне. На основании собранных данных и результатов петрографических наблюдений исследовательская группа сделала вывод о существовании тонкого баланса между степенью очистки перфорационного канала и чувствительностью интервала перфорации к проникновению перфорационной жидкости в пласт. Создание перфорационного канала, который будет достаточно чистым для эффективного образования глинистой корки, в итоге может оказаться более оправданным для общего снижения отрицательных последствий, чем попытка создать 25 1,2 5 000 1,0 4 000 0,8 CFE Давление, фунт/дюйм2 Быстрое глушение скважины 6 000 3 000 0,6 0,4 2 000 Давление в скважине Дальнее поровое давлениее 1 000 0,2 0 0 0 12 24 36 Время, ч 48 60 72 Медленное глушение скважины 6 000 5 000 Давление, фунт/дюйм2 CFE 4 000 3 000 2 000 Давление в скважине Дальнее поровое давлениее 1 000 0 0 12 24 36 Время, ч 48 60 72 Быстрое глушение рирования на репрессии должна включать в себя использование подходящей перфорационной жидкости, обеспечивающей быстрое образование глинистой корки, с одновременным созданием динамической депрессии во время процесса перфорации. Отложенное глушение скважины Давление, фунт/дюйм2 5 000 4 000 3 000 Фронт вытеснения 2 000 Давление в скважине Дальнее поровое давлениее 0 0 12 24 36 Время, ч идеально чистый перфорационный канал и, возможно, получить в результате большие утечки фильтрата в пласт. Анализ полированных образцов, пропитанных эпоксидной смолой, с помощью сканирующей электронной микроскопии предоставил новые доказательства того, что достижение динамической депрессии во время перфорирования на репрессии необходимо для минимизации снижения проницаемости. 26 48 Отложенное глушение Рис. 10. Гидравлическая эффективность течения в керне. Песчаник Каслгейт был перфорирован с использованием процессов быстрого, медленного и отложенного глушения. В испытаниях быстрого и медленного глушения перфоратором был произведен выстрел с использованием перфорационной жидкости на углеводородной основе в испытательной камере. В процессе отложенного глушения простреливание было выполнено в испытательной камере с применением чистого керосина, который был позже заменен на жидкость для глушения на углеводородной основе. Давление (зеленая линия) при быстром глушении скважины указывает на низкую скорость фильтрации и минимальное количество циклов закачки (слева вверху на рис.). Процесс медленного глушения скважины требовал более частого регулирования давления (слева в центре рис.); в то же время при отложенном глушении утечка жидкости не могла быть предотвращена до тех пор, пока чистая керосиновая жидкость не была заменена жидкостью для глушения на углеводородной основе (слева внизу на рис.). Вычисления гидравлической эффективности течения в керне показывают, что процесс быстрого глушения скважины с использованием перфорационной жидкости на углеводородной основе вызывает наименьшее ухудшение проницаемости (справа вверху на рис.). 6 000 1 000 Медленное глушение 60 72 Результаты этих обширных исследований показывают, что на репрессии окончательная продуктивность скважины сильно зависит от технических характеристик перфорационных жидкостей, метода глушения скважины, способа изоляции интервала перфорирования, а также успешного создания динамической депрессии во время процесса перфорации (рис. 13). Оптимизированная стратегия для перфо- Промысловые испытания перфорационной жидкости для быстрого глушения Китайская национальная корпорация по разработке морских нефтяных месторождений (China National Offshore Oil Corporation), компания Chevron и компания Eni как компания-оператор — партнеры по разработке нефтегазовых месторождений HZ. Эти компании образуют группу компаний-операторов CACT в Южно-Китайском море. Месторождения HZ представляют собой главным образом совокупности тонких пластов песчаников, и потому требуемая продуктивность одиночных скважин может быть достигнута одним из трех способов: путем совместной эксплуатации нескольких пластов, путем бурения горизонтальных скважин или путем сочетания этих способов. Нефтегазовое обозрение Депрессия отсутствует Репрессия или депрессия, фунт/дюйм2 2 500 Депрессия отсутствует Простреливание на депрессии 2 000 1 500 1 000 500 0 –500 –1 000 –1 500 –2 000 –2 500 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 Время, с Депрессия отсутствует 6 000 Давление, фунт/дюйм2 5 000 4 000 3 000 2 000 Давление в скважине Дальнее поровое давление 1 000 0 0 12 24 36 Время, ч Обычно использование перфораторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах (НКТ), предпочтительно для мощных продуктивных интервалов. Однако инженеры группы компаний CACT обосновали, что перфораторы обсадных колонн, спускаемые на кабеле — это экономически выгодная альтернатива для менее мощных продуктивных зон, распределенных вдоль протяженного интервала.12 В этих скважинах многократные операции с использованием перфораторов для обсадных колонн, спускаемых на кабеле, обычно выполняются на незначительной репрессии, потому что это легче технологически и значительно безопасней. Предыдущие перфорационные операции, выполняемые на депрессии с использованием перфораторов, спускаемых на НКТ, при пониженном гидростатическом давлении в скважине требовали использования буровой установки и оказывались сложными и трудоемкими. Во многих случаях перфорирование на статической депрессии приводило к снижению добычи на скважинах, вероятно, потому, что зона уплотнения, образовавшаяся вследствие Весна 2007 48 60 72 Рис. 11. Важность депрессии на пласт. В этом испытании песчаник Каслгейт был перфорирован без достижения динамической депрессии (слева вверху на рис.). Хотя профиль забойного давления при анализе на герметичность скважины (слева внизу на рис.) указывает на то, что давление в скважине (зеленая линия) существенно выше порового давления (оранжевая линия), свидетельствуя о надежном предотвращении утечек жидкости, низкая скорость утечек объясняется тем, что каналы перфорации не были очищены от обломочного материала. Изображения, полученные с помощью компьютерной аксиальной томографии (вверху на рис.), показывают твердую, высокоплотную массу (область белого цвета) в перфорационном канале. Для сравнения аналогичный керн был отперфорирован с использованием жидкости того же самого состава, но с созданием динамической депрессии, что позволило достичь более высокой гидравлической эффективности течения в керне (справа вверху на рис.). Светлая окраска перфорационного канала на изображении указывает на то, что в нем осталось значительно меньше обломочного материала. перфорации, не была в достаточной степени удалена. При использовании перфораторов, спускаемых на НКТ, и отсутствии зумпфа требуемой глубины для возможности их сброса, для извлечения отработавших перфораторов необходимо заглушить скважину. Это создает определенный риск повреждений проницаемости пласта после перфорации из-за проникновения в него жидкости для заканчивания скважин. Чтобы упростить работы и минимизировать расходы и негативные последствия перфорации, группа компаний CACT приняла решение перфорировать новые скважины, а также повторно перфорировать существующие скважины на репрессии, используя перфораторы для обсадных колонн, спускаемые на кабеле. После исследования скважин, предложенных для испытаний, отдел продуктивных пластов и эксплуатации группы компаний CACT, работающий с инженерами компаний Schlumberger и M-I SWACO, принял решение испытать две новые технологии заканчивания скважин для перфорирования на репрессии: перфорационную систему PURE и жидкости для перфорирования CLEANPERF, практически исключающие утечки в пласт. Предполагалось, что эти технологии позволят повысить эффективность заканчивания скважин. Чтобы испытать новую разработку системы перфорирования, планировалось сравнить результаты повторного заканчивания на контрольной скважине 1 с результатами, полученными на недавно законченной скважине 6. Так как кривые восстановления давления для контрольной скважины 1 отсутствовали, было решено проанализировать коэффициент продуктивности скважины для того, чтобы оценить скин-фактор после заканчивания. Прибор для каротажа эксплуатационных скважин Production Logging Tool (PLT), позволяющий замерить профиль притока, был спущен в скважину сразу же после заканчивания с тем, чтобы определить дебиты всех слоев в период их наименьшей 12. Pizzolante I, Grinham S, Xiang T, Lian J, Khong CK, Behrmann LA and Mason S: «Overbalanced Perforating Yields Negative Skin Values in Layered Reservoir,» paper SPE 104099, presented at the SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition in China, Beijing, December 5–7, 2006. 27 BR7$25$11 BR7$18$12 BR7$18$7 BR7$25$4 BR7$18$2 BR7$22$12 BR7$33$8 BR7$22$2 ORSPR07_Don_ThinSec_1 A. Медленное глушение скважины Б. Быстрое глушение скважины В. Депрессия не была достигнута Рис. 12. Изменения пористости. На фотографиях A, Б и В (внизу на рис.), сделанных с помощью сканирующего электронного микроскопа, показаны образцы тонких шлифов, вырезанных из кернов песчаника Бериа низкой проницаемости (вверху на рис.). Керны были перфорированы с использованием жидкости на углеводородной основе. Изображения A и Б позволяют выявить низкое содержание мелкозернистого материала по сравнению с изображением В, что указывает на удаление зоны уплотнения под действием динамической депрессии, достигнутой в процессе перфорации. Образец А свидетельствует о более значительном снижении проницаемости из-за больших утечек жидкости, обусловленных медленным глушением скважины. Образец Б отличается несколько большим содержанием мелкозернистого материала в тонком шлифе; однако процесс быстрого глушения помог очистить перфорационный канал. Изображение В указывает на высокое содержании мелкозернистого материала и о неполном удалении зоны дробления из перфорационного канала, так как динамическая депрессия не была достигнута. Результаты этих испытаний сопоставимы с результатами испытаний на песчанике Каслгейт более высокой проницаемости. обводненности. Результаты, полученные с помощью прибора PLT на контрольной скважине для четырех слоев, перфорированных с помощью перфоратора на кабеле и системы PURE на репрессии приблизительно 1,3 МПа (188 фунт / дюйм2), позволили оценить коэффициент проницаемости в пределах от 9,4 до 1,605 мД и скин-фактор от 0 до –0,97. Контрольная скважина 1 и скважина 6 были перфорированы с использованием системы PURE, но с различными перфорационными жидкостями. В контрольной скважине 1 была применена жидкостная система CLEANPERF, а скважина 6 была перфорирована с обычной жидкостью для глушения на полимерной основе. Компания M-I SWACO разработала жидкостную систему CLEANPERF для применения с системой перфорирования PURE компании Schlumberger, прежде всего для перфорирования в условиях репрессии. Эта перфорационная жидкость создает барьер низкой проницаемости, который ограничивает глубокое проникновение твердой фазы и жидкостей в продуктивный пласт по всей длине перфорационного канала сразу же после проведения перфорирования. Кроме того, эта жидкость легко вымывается из перфорационных каналов без проведения каких-либо восстановитель- 28 ных работ во время эксплуатации, снижая до минимума эффект послеперфорационных повреждений прискважинной зоны пласта. Жидкости CLEANPERF создаются для каждого конкретного применения на основании нескольких критериев, включая характеристики пласта и ожидаемые перепады давления. При подборе состава требуется обеспечить соответствующую плотность для создания необходимой репрессии, быстрое образование тонкого плотного слоя низкой проницаемости на вскрытой каналами поверхности пласта, минимальное прилипание и сцепление частиц в материале уплотнения для его равномерного отделения от стенки пласта и удаления во время обратной промывки, теплостойкость в течение промежутка времени, когда система находится в стволе скважины перед началом эксплуатации, и химическую совместимость с перфорационными зарядами. Результаты исследований тонких шлифов кернового материала, предоставленного группой компаний CACT, помогли разработать подходящий состав кольматантов для эффективной закупорки всех типов пор, присутствующих в пласте. Для скважины 1 была выбрана система CLEANPERF на водной основе. Перфо- рационная жидкость содержала 4,21 об. % отсортированных по размеру частиц кольматантов и двух различных добавок для предотвращения диспергирования глин. Для облегчения удаления глинистой корки были добавлены химреагенты, снижающие адгезию глинистой корки со стенкой перфорационного канала. Жидкость также содержала биополимерный загуститель, добавку для предотвращения утечек на основе крахмала, а также стабилизаторы для компенсации изменений pH и активности микроорганизмов. В промысловых условиях скважина 1 была перфорирована с использованием системы PURE и жидкости CLEANPERF, после чего эффективность перфорации сравнили с результатами в скважине 6. Измеренные величины скин-фактора при заканчивании были сопоставлены со значениями скин-фактора при заканчивании, полученными при моделировании с использованием программы SPAN компании Schlumberger для проектирования операций перфорировании. В качестве эталона для сравнения использовался предел эффективности перфорации, определенный путем моделирования эквивалентного скин-фактора, получаемого для перфорированного интервала с полностью очищенными перфорационными каналами. Измеренные значения скинфактора для контрольной скважины 1 из формулы расчета коэффициента продуктивности сравнивали с характеристиками скважины 6, полученными при испытании многослойного продуктивного пласта. Модельное идеальное значение скин-фактора для контрольной скважины 1 равнялось приблизительно –1,38, в то время как модельное значение скин-фактора, исходя из промысловых результатов, было равно –1,37, т. е. оказалось близко к идеальному. Модельное идеальное значение скин-фактора для скважины 6 (слой А–40) оказалось приблизительно равно –1,85, в то время как модельное значение скин-фактора, найденное из промысловых результатов, оказалось равным 0,97, т. е. значение скинфактора было на 48% ниже модельных оптимальных результатов (рис. 14). Данные, полученные в обеих скважинах, были тщательно отсортированы и проанализированы. Учитывая важность лабораторных данных (обсуждавшуюся выше), был сделан вывод, что поскольку обе скважины были перфорированы с использованием системы PURE и все прочие Нефтегазовое обозрение Песчаник Каслгейт параметры были близки, то весьма вероятно, что повышенная эффективность заканчивания скважины 1 была достигнута благодаря использованию непроникающей перфорационной жидкости CLEANPERF. 1,2 1,0 CFE 0,8 0,6 0,4 0,2 0 KCOOH KCOOH KCOOH СГС СГС СГС РУО РУО РУО РУО КС КС Быстрое глушение на динамической депрессии Медленное глушение на динамической депрессии Отложенное глушение на динамической депрессии Динамическая депрессия отсутствует Песчаник Бериа 0,9 0,8 0,7 CFE 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 РУО РУО РУО КС КС Рис. 13. Выбор перфорационной жидкости. Гидравлическая эффективность в керне CFE для каждой испытываемой жидкости в различных процессах. В песчанике Каслгейт (вверху на рис.) и песчанике Бериа (внизу на рис.) применение перфорационной жидкости на углеводородной основе в сочетании с процессом быстрого глушения (пурпурные столбики) и динамической депрессией привели к наиболее благоприятным результатам: более высокие значения CFE означают наименьшее снижение проницаемости вследствие перфорации. Отложенное глушение (синие столбики) и испытания, в которых не была достигнута динамическая депрессия (желтые столбики), привели к самым значительным снижениям проницаемости. Сокращения: СГС – составы для глушения скважины; РУО – растворы на углеводородной основе; КС – калиброванная соль. 0 Контрольная скважина 1 Скважина 6 –0,2 Скин$фактор заканчивания –0,4 –0,6 Модельные оптимальные результаты –0,8 Фактические промысловые результаты Третий элемент разработки системы перфорирования Несмотря на то, что промысловые данные все еще до некоторой степени ограничены, исследование, представленное в этой статье, указывает на то, что в настоящий момент имеются все необходимые инструменты для разработки оптимизированной стратегии перфорирования. Как и во многих других видах деятельности, связанной с поиском и добычей углеводородного сырья, приготовленные человеческими руками жидкости, присутствующие в скважине во время работ по заканчиванию, оказывают прямое влияние на итоговую эффективность перфорирования и продуктивность скважины. Должным образом разработанные, специально подобранные перфорационные жидкости имеют большие перспективы в сфере повышения рентабельности перфорационных работ. Нет никакого сомнения в том, что важность таких ключевых элементов оптимизированной стратегии перфорирования как оптимальная ориентация перфоратора, перфорирование на динамической депрессии и новые перфорационные жидкости, будет со временем возрастать. Но уже и сейчас включение в технологический арсенал специально подобранных перфорационных жидкостей открывает возможность быстрого и эффективного внедрения существенных технических усовершенствований как в проектирование, так и в реализацию современных технологий перфорирования скважин. — ДУ –1,0 –1,2 –1,4 48% –1,6 –1,8 –2,0 Рис. 14. Улучшение скин-фактора специально подобранной перфорационной жидкостью. Данные промысловых испытаний и вычисления коэффициента продуктивности показывают, что для контрольной скважины 1, перфорированной с применением жидкости CLEANPERF, фактические результаты (фиолетовые столбики) соответствовали запроектированным (зеленые столбики). Для сравнения, результаты для скважины 6, перфорированной с использованием обычно применяемой жидкости для глушения скважин, были на 48% ниже модельных оптимальных результатов. Весна 2007 29
