-Опыт есть. Применяли в "Сургутнефтегазе". Результат ниже ожидаемого + были проблемы с оборудованием (не выходили ножи). Классическая кумулятивная перфорация даёт лучшие результаты, и гораздо быстрее.
-Опыт есть. Применяли в "Сургутнефтегазе". Результат ниже ожидаемого + были проблемы с оборудованием (не выходили ножи). Классическая кумулятивная перфорация даёт лучшие результаты, и гораздо быстрее.
На скольких скважинах применили? А как насчет глубины проникновения? Полученный эффект? По рекламе способ достаточно интересен.
Я смотрю тут в основном из серии "слышал звон..." поэтому тоже добавлю звону Знаю по крайне мере пару месторождений с карбонатными коллекторами (свежие, разбуривание начало 2000ных годов), где практически весь фонд через 2-3 года был реперфорирован посредством сабжа. Эффекты весьма хорошие. Как первичное вскрытие тоже используется. Режут преимущественно по 3 щели (разворот на 120 градусов) и (реже и в более дохлых пластах) по 2 щели (разворот на 180 градусов). Есть мнение, что с точки зрения характера напряжений в призабойной зоне необходимы именно 2 щели. Подтверждение этого мнения базирующееся на исследованиях керна (для терригенного коллектора) встречал в журнале "Технологии ТЭК". У этого же недропользователя массового использования метода на терригенке не припоминаю. И еще, слышал про попытки таких же реперфораций карбонатов давно разрабатываемых месторождений, эффекты не впечатляющие.
технология существует, применяется, но разработана для определенных условий. лично для меня существует несколько вопросов о том насколько она необходима и объясню почему: - если подойти с точки зрения стоимости, то возможно она и более ценоэффективна, хотя в каком аспекте это рассматривать. - если уж так необходимо , лучше сразу пускать перфорированную колонну в скважину, основываясь на результатах ГИС и выявленных интервалах перфорации. - кроме того эффективность самой перфорации под вопросом, потому что дырки в колонне и цементе не всегда являются целью, а прискважинная зона всегда остается. даже при отрицательном скине, который весьма условен. - весь эффект перфорации зависит в большей степени от первоначально созданных на момент отсрела скважинных условий, а на мой взгляд данная технология ограничивает данные возможности
сугубо личное мнение, не навязываю, лично для меня в общем - специфичная технология для ограниченного числа скважин с ограниченными возможностями, и очень спорной эффективностью как во временном так и в финансовом отношениях.
Коллега! Очень интересные у вас рассуждения. Можно поподробнее? Очень хочется узнать т.к. сам с технологией особо не знаком.
технология существует, применяется, но разработана для определенных условий. Каких? Ограничения безусловно есть, но по моему чисто технического, железного характера. лично для меня существует несколько вопросов о том насколько она необходима и объясню почему:
Цитата
- если подойти с точки зрения стоимости, то возможно она и более ценоэффективна, хотя в каком аспекте это рассматривать.
Имеете ввиду эффективность фильтрации?
Цитата
- если уж так необходимо , лучше сразу пускать перфорированную колонну в скважину, основываясь на результатах ГИС и выявленных интервалах перфорации.
Не понимаю совсем. Принятие решения об открытом, с фильтром или цементированном забое принимается по другим критериям, а эта технология насколько я понимаю называется перфорация. Муха+котлета. Поясните.
Цитата
- кроме того эффективность самой перфорации под вопросом, потому что дырки в колонне и цементе не всегда являются целью,
А что тогда? Создание канала фильтрации по моему. Хочу раширить свой кругозор и в этом месте.
Цитата
а прискважинная зона всегда остается. даже при отрицательном скине, который весьма условен.
Условность скина зависит от средств и методов исследования. От их выбора зависит точность. Если она не устраивает, тогда меняйте теорию и средства исследования. Как то так. +условия надо создать для однозначных результатов.
Цитата
- весь эффект перфорации зависит в большей степени от первоначально созданных на момент отсрела скважинных условий, а на мой взгляд данная технология ограничивает данные возможности
Если имеется в виду - ролликовая с гидромониторным размывом , то : Колонна в интервале перфорации - элипс, Цементный камень - соответственно. Часто заколонка. . Если аккуратно , то результаты хорошие . Но колонну жалко .
Делали у себя на трех скважинах: 1. После бурения подрядчик без согласования спустил колонну - перекрыл пласты, ЦКОД не стали разбуривать, пропилили 8 м вышележащего неколектора (трещиноватый известняк с пористостью 2-4%), результат: дебит нефти - 20 кубов при обводненности 10%. 2. На дохлой скважине (до ГМЩП 3 раза перфорировали кумулятивныйми зарядами) получили отрицательный эффект - дебит стал меньше на 5 кубов. 3. Еще на одной дохлой скважине эффекта не получили - дебит не изменился, но скважину долго не могли вывести на режим. + в скважине остался режущий диск.
Делали у себя на трех скважинах: 1. После бурения подрядчик без согласования спустил колонну - перекрыл пласты, ЦКОД не стали разбуривать, пропилили 8 м вышележащего неколектора (трещиноватый известняк с пористостью 2-4%), результат: дебит нефти - 20 кубов при обводненности 10%. 2. На дохлой скважине (до ГМЩП 3 раза перфорировали кумулятивныйми зарядами) получили отрицательный эффект - дебит стал меньше на 5 кубов. 3. Еще на одной дохлой скважине эффекта не получили - дебит не изменился, но скважину долго не могли вывести на режим. + в скважине остался режущий диск.
Частенько делают ГМЩП для ориентированного ГРП. А в остальном ни чуть не лучше обычной куммулятивной перфорации.
Направление развития трещины ГРП определяется не фазировкой перфорации, а направлением мин/макс. горизонтальных напряжений на данном месторождении/пласте.
Подумайте, кумулитивная перфорация на новых скважинах перед ГРП всегда спускается неориентированно и направление фазировки всегда случайно, однако трещина ГРП в пределах одного метсрождения всегда направлена в определенном направлении (есть конечно вариация, но она в виду погрешности измерений и интерпретации, а также игры пластового от отборов и закачки).
Направление развития трещины ГРП определяется не фазировкой перфорации, а направлением мин/макс. горизонтальных напряжений на данном месторождении/пласте.
Подумайте, кумулитивная перфорация на новых скважинах перед ГРП всегда спускается неориентированно и направление фазировки всегда случайно, однако трещина ГРП в пределах одного метсрождения всегда направлена в определенном направлении (есть конечно вариация, но она в виду погрешности измерений и интерпретации, а также игры пластового от отборов и закачки).
См. статьи по теме в НХ и SPE.
Для этого проводятся исследования типа ВАК или X-MAK. По результатам определяют пространственное (по азимуту) направление перфорации. Иногда, зная пространственное развитие естественной трещиноватости, ГРП планируют в противоположном направлении. Но, вообще, рассуждая о наличии естественной трещиноватости в терригенных коллекторах (в частности песчаниках) возникает вопрос, откуда в поровых коллекторах естественная трещиноватость? Трещиноватость может возникнуть только в зонах тектонической активности (наличие разломов). Рассматривая Западную Сибирь не везде можно встретить дизъюнктивную тектонику в осадочном чехле. Поэтому и относить песчаники к трещинным коллекторам не совсем корректно. Очень редко встречаются песчаники порово-трещинного типа коллектора.
зная пространственное развитие естественной трещиноватости, ГРП планируют в противоположном направлении. .
Уважаемый, азимутальное направление развитие трещины ГРП - никто и никогда не планирует, т.к. управлять этим невозможно. (не рассматривая экзотические теоритические изыскания переориентации на базе неоднородного поля пластового давления).
Если есть твердая уверенность в противоположном, покажите хоть один дизайн ГРП, где планиуруется желаемый азимут трещины ГРП и подрядчик подписался под этим.
Азимут трещины в околоскважинном пространстве (~1-3 метра от обсаженного цементированного ствола) действительно может определятся фазировой перфорации, но в глобальном масштабе - десятки метров полудлины трещины - азимут определяется ориентацией мин/макс. горизотнальных напряжений в пласте.
У нас на Верхнеколик Еганском месторождении проводилась щелевая перфорация, результаты хуже ожидаемых, по некоторым скважинам приходилось потом стрелять обычным кумулятивным способом.. И по времени обходится намного дольше..
В начале 2000-х проводили такую перфорацию в Перми. После проведения перфорации опрессовка колонны показала, что колонна герметична ))). В то время от ГМЩП отказались.
Теоретически, преимущество ГМЩП заключается в том, что на горную породу не воздействует кумулятивная струя с высоким давлением и температурой, горная порода вследствие этого не разрушается и сохраняет свои первоначальные свойства. Однако, т.к. скважина пробурена, обсажена, а колонна зацементирована повреждение пласта все равно присутствует.
При ГМЩП после того, как в колонне вырезана щель в пласте намывается каверна путем воздействия на пласт струей жидкости. Эта струя загоняет в намытую каверну солевой раствор, мех примеси и разрушенный цемент. Пласт при этом все равно повреждается. Глубина намытой каверны достигает в теории 1 м. Каверна ничем не закрепляется. Не факт, что каверна не закроется при снижении забойного давления при добыче.
Кумулятивная перфорация может проводиться в условиях статической (сниженный уровень в скважине перед перфорацией) и динамической (после выстрела в корпусе кумулятивного перфоратора создается разряжение) депрессии. Благодаря этому перфорационные каналы очищаются от разрушенных частиц горной породы. Глубина проникновения зарядов можеть достигать 1м (по данным производителя). Кумулятивную перфорацию можно совместить с добычей, т.е. спустил перфоратор на трубах, стрельнул и сразу добываешь нефть фонтаном.
Щелевая перфорация очень спорная штука. Одназначного ответа хороше или плохо ни кто не даст. Эффективность зависит от многих факторов. Целесообразность: чаще всего применяют где надо и где нет, ни задумываясь зачем? почему?.... деньги зарабатывать .... много денег всем хочется. Очень хорошие результаты были получены на месторождениях с небольшим ВНК при первичном вскрытии обводненность практический отсутствовала в отличии от кумулятивной, На слабо сцементированных песчаниках существенно уменьшается нанос песка и.т.д. плюсы есть важно пользоваться умело. Это не панацея от всех бед , это один из Ваших инструментов господа инженеры. Человеческий фактор: Средств контроля за процессом вскрытия нет, все на глазок, веревочками. Читал реферат (Уфимский нефтяной институт)где описана система контроля, на мой взгляд ничего общего с практикой эта работа не имеет, хотя защитился кто-то наверно.На фирмах делающих перфорацию существуют регламенты (похожие друг на друга ха-ха) но это для отвода глаз. Это все равно что инструкцию по вождению автомобиля написать и сказать езжай, один поедет другой нет. Техника: У многих компаний перфораторы ну очень похожи практический неотличимы, хотя в каждой("компании") есть автор изобретения имеющий кучу бумаг подтверждающих авторство (ха-ха) . Некоторые уже и автора настоящего не знают. Качество же существенно отличается. Если посмотреть регламенты то там существует пункт определяющий максимально допустимые нагрузки на перфоратор 5-15т. , хотя некоторые на этом даже не заморачиваются. Наделают из того что под рукой было а потом достают то без роликов, то кусками. Теперь по технике КРС. Приезжает насосный агрегат больше 90-100атм. давление поднять не может, стрелка манометра скачет как лошадь бешеная, а другого нет агрегата вот и получаем герметичные скважины. Индикатор веса показывает все что угодно только не вес и нет другого и.т.д. Пока порядок в это направлении не наведут толка не будет.
Делали у себя на трех скважинах: 1. После бурения подрядчик без согласования спустил колонну - перекрыл пласты, ЦКОД не стали разбуривать, пропилили 8 м вышележащего неколектора (трещиноватый известняк с пористостью 2-4%), результат: дебит нефти - 20 кубов при обводненности 10%. 2. На дохлой скважине (до ГМЩП 3 раза перфорировали кумулятивныйми зарядами) получили отрицательный эффект - дебит стал меньше на 5 кубов. 3. Еще на одной дохлой скважине эффекта не получили - дебит не изменился, но скважину долго не могли вывести на режим. + в скважине остался режущий диск.
А что ты на дебит смотришь? С таким же успехом можно о вспышках на солнце рассуждать. Дебит здесь не показатель - может у вас проницаемость нулячая? Ты коэффициент продуктивности скажи, а лучше скин до и после. А если фрак делаешь скажи какое трение в перфорации было после ГМЩП и сколько ожидали иметь по аналогии с кумулятивной. Моё мнение: использовать можно и нужно, но дасточно редко. Плюсы: при миниГРП большое трение в перфорации (эффекты туртиосити, большую концентрацию крупного проппанта качать планируете и др) , надо переподготавливать скважины с ГМЩП, ещё через перфоратор они разрешают кислотку делать для повышения приёмистости. Минусы: очень долго, в большинстве случаев проще кумулятивной сделать. Один пример: рвали скважину - стопарь на минике или на первых стадиях, точно не помню. Позвали ГМЩПистов, сделали. Трение в ПВР ощутимо меньше стало. Закачали почти весь объём, но из-за скачка концентрации на блендере всё же стопанулись. Не докачали процентов 20 примерно. Но скважина всё равно мертвая была, ничего не получили
Компания ООО "НЕККО" проводит ГМЩП и правельно пишут что все зависит от правильно подобранной скважины. Хотя результаты очень не плохие работают они и в РФ и в Казахстане. Сейчас два ножа и несколько гидромониторов. Двустороннняя перфорация.
Компания ООО "НЕККО" проводит ГМЩП и правельно пишут что все зависит от правильно подобранной скважины. Хотя результаты очень не плохие работают они и в РФ и в Казахстане. Сейчас два ножа и несколько гидромониторов. Двустороннняя перфорация.
Делали скв оптическую видеосъемку после НЕККО под грп. Сняли после того как "стоп" получили. Фактура не впечатлила. Хотя местами видно что прорезано...
года два назад попросил сфотографировать поднятый двустаронний перфоратор, получил фото, а на нем обычный аля Шишев-Саркисов с одним роликом вот посмеялся.
Месяц назад подрядчики делали ГМЩП с двумя ножами. на новой пробуренной скважине. Стали кислоту давить - не пошла. Пришлось кумул. перфорацию проводить - все в норме. Похоже при намыве сруей закупоривается коллектор.
Месяц назад подрядчики делали ГМЩП с двумя ножами. на новой пробуренной скважине. Стали кислоту давить - не пошла. Пришлось кумул. перфорацию проводить - все в норме. Похоже при намыве сруей закупоривается коллектор.
Думаю что все проще. Судя по случаям сходными с Вашим (+ после "стопов"), где делали скважинную видеосъемку, там видно что сильно много тупо не прорезано. Думаю, что остальные причины сильно надуманные. Кстати, чем контролируете фактически прорезанные интервалы?
Месяц назад подрядчики делали ГМЩП с двумя ножами. на новой пробуренной скважине. Стали кислоту давить - не пошла. Пришлось кумул. перфорацию проводить - все в норме. Похоже при намыве сруей закупоривается коллектор.
Можно от времени воздействия на ПЗП плясать - время воздействия при кумулятивке 20 микросекунд, а при ГМЩП порядка нескольких минут (в самом оптимистичном случае), т.е. в мильярд раз больше.
Я лично работал на роснефть - Выполняли Щелевую гидромеханическую перфорацию. Выполнял так же и анализ по работе данной технологии - так вот друзья из 1790 скважино-операций 1680 были эффективными (90-95%). Если скв. отдавала 1-1,5 т.н. при прострелах, то после этой перфорации как минимум 10-25 тонн нефти.
Месяц назад подрядчики делали ГМЩП с двумя ножами. на новой пробуренной скважине. Стали кислоту давить - не пошла. Пришлось кумул. перфорацию проводить - все в норме. Похоже при намыве сруей закупоривается коллектор.
Ну это же полный кавардак! Послушай - эти засранцы только лишь и поиздевались на скв.. Перфорация с 2-мя ножами - это полный бред! Пермяки с этой технологией обгадились по самые уши!!! Они не промыли (не намыли каверну), а хуже всего я тебе обясню как они проводили ГМЩП: 1. они не смогли даже порезать колонну- может быть геофизика подвела - с муфтами. 2. Они катали-катали, время убивали только - начали намывать - а толка никакого - руки в боки и по тапачкам. Кислоту дали - а она и не пойдет - нет щели - через что пойдет - вот и пришлось вам геофизику вызывать. ХА-ХА
В начале 2000-х проводили такую перфорацию в Перми. После проведения перфорации опрессовка колонны показала, что колонна герметична ))). В то время от ГМЩП отказались.
Теоретически, преимущество ГМЩП заключается в том, что на горную породу не воздействует кумулятивная струя с высоким давлением и температурой, горная порода вследствие этого не разрушается и сохраняет свои первоначальные свойства. Однако, т.к. скважина пробурена, обсажена, а колонна зацементирована повреждение пласта все равно присутствует.
При ГМЩП после того, как в колонне вырезана щель в пласте намывается каверна путем воздействия на пласт струей жидкости. Эта струя загоняет в намытую каверну солевой раствор, мех примеси и разрушенный цемент. Пласт при этом все равно повреждается. Глубина намытой каверны достигает в теории 1 м. Каверна ничем не закрепляется. Не факт, что каверна не закроется при снижении забойного давления при добыче.
Кумулятивная перфорация может проводиться в условиях статической (сниженный уровень в скважине перед перфорацией) и динамической (после выстрела в корпусе кумулятивного перфоратора создается разряжение) депрессии. Благодаря этому перфорационные каналы очищаются от разрушенных частиц горной породы. Глубина проникновения зарядов можеть достигать 1м (по данным производителя). Кумулятивную перфорацию можно совместить с добычей, т.е. спустил перфоратор на трубах, стрельнул и сразу добываешь нефть фонтаном.
По-моему преимуществ у ГМЩП особых нет.
Я с Вами не согласен! ГМЩП хвалил даже Академик Чижов. Зря вы так!
-Опыт есть. Применяли в "Сургутнефтегазе".
Результат ниже ожидаемого + были проблемы с оборудованием (не выходили ножи). Классическая кумулятивная перфорация даёт лучшие результаты, и гораздо быстрее.
Интересно, существует ли теоретическая модель для расчета перфорационного скин-фактора, для случая одной (или более) щелей в колонне. Я рассчитывал перфорационный скин по модели Каракаса и Тарика, но эта модель только для кумулятивных перфораторов.
Попробую узнать в Некко, как они проектируют щелевую перфорацию.
-Опыт есть. Применяли в "Сургутнефтегазе".
Результат ниже ожидаемого + были проблемы с оборудованием (не выходили ножи). Классическая кумулятивная перфорация даёт лучшие результаты, и гораздо быстрее.
Знаю, что применяли в Удмуртии, говорили, что эффективность оправдалась, подробностей, увы, не знаю.
Применялась у соседей в Самаре (не СНГ
) - довольно успешно. В то же время наш КРС к некумулятивной перфораци относится более чем скептично
Я смотрю тут в основном из серии "слышал звон..." поэтому тоже добавлю звону
Знаю по крайне мере пару месторождений с карбонатными коллекторами (свежие, разбуривание начало 2000ных годов), где практически весь фонд через 2-3 года был реперфорирован посредством сабжа. Эффекты весьма хорошие. Как первичное вскрытие тоже используется. Режут преимущественно по 3 щели (разворот на 120 градусов) и (реже и в более дохлых пластах) по 2 щели (разворот на 180 градусов).
Есть мнение, что с точки зрения характера напряжений в призабойной зоне необходимы именно 2 щели. Подтверждение этого мнения базирующееся на исследованиях керна (для терригенного коллектора) встречал в журнале "Технологии ТЭК". У этого же недропользователя массового использования метода на терригенке не припоминаю.
И еще, слышал про попытки таких же реперфораций карбонатов давно разрабатываемых месторождений, эффекты не впечатляющие.
технология существует, применяется, но разработана для определенных условий.
лично для меня существует несколько вопросов о том насколько она необходима и объясню почему:
- если подойти с точки зрения стоимости, то возможно она и более ценоэффективна, хотя в каком аспекте это рассматривать.
- если уж так необходимо , лучше сразу пускать перфорированную колонну в скважину, основываясь на результатах ГИС и выявленных интервалах перфорации.
- кроме того эффективность самой перфорации под вопросом, потому что дырки в колонне и цементе не всегда являются целью, а прискважинная зона всегда остается. даже при отрицательном скине, который весьма условен.
- весь эффект перфорации зависит в большей степени от первоначально созданных на момент отсрела скважинных условий, а на мой взгляд данная технология ограничивает данные возможности
сугубо личное мнение, не навязываю, лично для меня в общем - специфичная технология для ограниченного числа скважин с ограниченными возможностями, и очень спорной эффективностью как во временном так и в финансовом отношениях.
А как цементировать потом дырявую колонну?
Коллега!
Очень интересные у вас рассуждения. Можно поподробнее? Очень хочется узнать т.к. сам с технологией особо не знаком.
технология существует, применяется, но разработана для определенных условий.
Каких? Ограничения безусловно есть, но по моему чисто технического, железного характера.
лично для меня существует несколько вопросов о том насколько она необходима и объясню почему:
- если подойти с точки зрения стоимости, то возможно она и более ценоэффективна, хотя в каком аспекте это рассматривать.
Имеете ввиду эффективность фильтрации?
- если уж так необходимо , лучше сразу пускать перфорированную колонну в скважину, основываясь на результатах ГИС и выявленных интервалах перфорации.
Не понимаю совсем. Принятие решения об открытом, с фильтром или цементированном забое принимается по другим критериям, а эта технология насколько я понимаю называется перфорация. Муха+котлета. Поясните.
- кроме того эффективность самой перфорации под вопросом, потому что дырки в колонне и цементе не всегда являются целью,
А что тогда? Создание канала фильтрации по моему. Хочу раширить свой кругозор и в этом месте.
а прискважинная зона всегда остается. даже при отрицательном скине, который весьма условен.
Условность скина зависит от средств и методов исследования. От их выбора зависит точность. Если она не устраивает, тогда меняйте теорию и средства исследования. Как то так. +условия надо создать для однозначных результатов.
- весь эффект перфорации зависит в большей степени от первоначально созданных на момент отсрела скважинных условий, а на мой взгляд данная технология ограничивает данные возможности
Чем?
Заранее спасибо за ответы коллега.
Опыт проведения, результаты???
Опыт проведения, результаты???
Если имеется в виду - ролликовая с гидромониторным размывом , то :
Колонна в интервале перфорации - элипс,
Цементный камень - соответственно.
Часто заколонка.
.
Если аккуратно , то результаты хорошие . Но колонну жалко .
Делали у себя на трех скважинах:
1. После бурения подрядчик без согласования спустил колонну - перекрыл пласты, ЦКОД не стали разбуривать, пропилили 8 м вышележащего неколектора (трещиноватый известняк с пористостью 2-4%), результат: дебит нефти - 20 кубов при обводненности 10%.
2. На дохлой скважине (до ГМЩП 3 раза перфорировали кумулятивныйми зарядами) получили отрицательный эффект - дебит стал меньше на 5 кубов.
3. Еще на одной дохлой скважине эффекта не получили - дебит не изменился, но скважину долго не могли вывести на режим. + в скважине остался режущий диск.
афигеть.. это нам такую фигню предлагают...
Ну для новых скважин она подходит, а наши полудохлые и так после каждого ремонта дают все меньше и меньше.
Частенько делают ГМЩП для ориентированного ГРП. А в остальном ни чуть не лучше обычной куммулятивной перфорации.
Направление развития трещины ГРП определяется не фазировкой перфорации, а направлением мин/макс. горизонтальных напряжений на данном месторождении/пласте.
Подумайте, кумулитивная перфорация на новых скважинах перед ГРП всегда спускается неориентированно и направление фазировки всегда случайно, однако трещина ГРП в пределах одного метсрождения всегда направлена в определенном направлении (есть конечно вариация, но она в виду погрешности измерений и интерпретации, а также игры пластового от отборов и закачки).
См. статьи по теме в НХ и SPE.
Уважаемый, азимутальное направление развитие трещины ГРП - никто и никогда не планирует, т.к. управлять этим невозможно.
(не рассматривая экзотические теоритические изыскания переориентации на базе неоднородного поля пластового давления).
Если есть твердая уверенность в противоположном, покажите хоть один дизайн ГРП, где планиуруется желаемый азимут трещины ГРП и подрядчик подписался под этим.
Азимут трещины в околоскважинном пространстве (~1-3 метра от обсаженного цементированного ствола) действительно может определятся фазировой перфорации, но в глобальном масштабе - десятки метров полудлины трещины - азимут определяется ориентацией мин/макс. горизотнальных напряжений в пласте.
У нас на Верхнеколик Еганском месторождении проводилась щелевая перфорация, результаты хуже ожидаемых, по некоторым скважинам приходилось потом стрелять обычным кумулятивным способом.. И по времени обходится намного дольше..
В начале 2000-х проводили такую перфорацию в Перми. После проведения перфорации опрессовка колонны показала, что колонна герметична ))). В то время от ГМЩП отказались.
Теоретически, преимущество ГМЩП заключается в том, что на горную породу не воздействует кумулятивная струя с высоким давлением и температурой, горная порода вследствие этого не разрушается и сохраняет свои первоначальные свойства.
Однако, т.к. скважина пробурена, обсажена, а колонна зацементирована повреждение пласта все равно присутствует.
При ГМЩП после того, как в колонне вырезана щель в пласте намывается каверна путем воздействия на пласт струей жидкости. Эта струя загоняет в намытую каверну солевой раствор, мех примеси и разрушенный цемент. Пласт при этом все равно повреждается.
Глубина намытой каверны достигает в теории 1 м. Каверна ничем не закрепляется. Не факт, что каверна не закроется при снижении забойного давления при добыче.
Кумулятивная перфорация может проводиться в условиях статической (сниженный уровень в скважине перед перфорацией) и динамической (после выстрела в корпусе кумулятивного перфоратора создается разряжение) депрессии. Благодаря этому перфорационные каналы очищаются от разрушенных частиц горной породы. Глубина проникновения зарядов можеть достигать 1м (по данным производителя). Кумулятивную перфорацию можно совместить с добычей, т.е. спустил перфоратор на трубах, стрельнул и сразу добываешь нефть фонтаном.
По-моему преимуществ у ГМЩП особых нет.
Щелевая перфорация очень спорная штука. Одназначного ответа хороше или плохо ни кто не даст. Эффективность зависит от многих факторов.
Целесообразность: чаще всего применяют где надо и где нет, ни задумываясь зачем? почему?.... деньги зарабатывать .... много денег всем хочется. Очень хорошие результаты были получены на месторождениях с небольшим ВНК при первичном вскрытии обводненность практический отсутствовала в отличии от кумулятивной, На слабо сцементированных песчаниках существенно уменьшается нанос песка и.т.д. плюсы есть важно пользоваться умело. Это не панацея от всех бед , это один из Ваших инструментов господа инженеры.
Человеческий фактор: Средств контроля за процессом вскрытия нет, все на глазок, веревочками. Читал реферат (Уфимский нефтяной институт)где описана система контроля, на мой взгляд ничего общего с практикой эта работа не имеет, хотя защитился кто-то наверно.На фирмах делающих перфорацию существуют регламенты (похожие друг на друга ха-ха) но это для отвода глаз. Это все равно что инструкцию по вождению автомобиля написать и сказать езжай, один поедет другой нет.
Техника: У многих компаний перфораторы ну очень похожи практический неотличимы, хотя в каждой("компании") есть автор изобретения имеющий кучу бумаг подтверждающих авторство (ха-ха) . Некоторые уже и автора настоящего не знают. Качество же существенно отличается. Если посмотреть регламенты то там существует пункт определяющий максимально допустимые нагрузки на перфоратор 5-15т. , хотя некоторые на этом даже не заморачиваются. Наделают из того что под рукой было а потом достают то без роликов, то кусками. Теперь по технике КРС. Приезжает насосный агрегат больше 90-100атм. давление поднять не может, стрелка манометра скачет как лошадь бешеная, а другого нет агрегата вот и получаем герметичные скважины. Индикатор веса показывает все что угодно только не вес и нет другого и.т.д.
Пока порядок в это направлении не наведут толка не будет.
А что ты на дебит смотришь? С таким же успехом можно о вспышках на солнце рассуждать. Дебит здесь не показатель - может у вас проницаемость нулячая? Ты коэффициент продуктивности скажи, а лучше скин до и после. А если фрак делаешь скажи какое трение в перфорации было после ГМЩП и сколько ожидали иметь по аналогии с кумулятивной.
Моё мнение: использовать можно и нужно, но дасточно редко. Плюсы: при миниГРП большое трение в перфорации (эффекты туртиосити, большую концентрацию крупного проппанта качать планируете и др) , надо переподготавливать скважины с ГМЩП, ещё через перфоратор они разрешают кислотку делать для повышения приёмистости. Минусы: очень долго, в большинстве случаев проще кумулятивной сделать.
Один пример: рвали скважину - стопарь на минике или на первых стадиях, точно не помню. Позвали ГМЩПистов, сделали. Трение в ПВР ощутимо меньше стало. Закачали почти весь объём, но из-за скачка концентрации на блендере всё же стопанулись. Не докачали процентов 20 примерно. Но скважина всё равно мертвая была, ничего не получили
Компания ООО "НЕККО" проводит ГМЩП и правельно пишут что все зависит от правильно подобранной скважины. Хотя результаты очень не плохие работают они и в РФ и в Казахстане. Сейчас два ножа и несколько гидромониторов. Двустороннняя перфорация.
года два назад попросил сфотографировать поднятый двустаронний перфоратор, получил фото, а на нем обычный аля Шишев-Саркисов с одним роликом
вот посмеялся.
Месяц назад подрядчики делали ГМЩП с двумя ножами. на новой пробуренной скважине. Стали кислоту давить - не пошла. Пришлось кумул. перфорацию проводить - все в норме. Похоже при намыве сруей закупоривается коллектор.
Кстати, чем контролируете фактически прорезанные интервалы?
Можно от времени воздействия на ПЗП плясать - время воздействия при кумулятивке 20 микросекунд, а при ГМЩП порядка нескольких минут (в самом оптимистичном случае), т.е. в мильярд раз больше.
Я лично работал на роснефть - Выполняли Щелевую гидромеханическую перфорацию. Выполнял так же и анализ по работе данной технологии - так вот друзья из 1790 скважино-операций 1680 были эффективными (90-95%). Если скв. отдавала 1-1,5 т.н. при прострелах, то после этой перфорации как минимум 10-25 тонн нефти.
Ну это же полный кавардак! Послушай - эти засранцы только лишь и поиздевались на скв.. Перфорация с 2-мя ножами - это полный бред! Пермяки с этой технологией обгадились по самые уши!!!
Они не промыли (не намыли каверну), а хуже всего я тебе обясню как они проводили ГМЩП: 1. они не смогли даже порезать колонну- может быть геофизика подвела - с муфтами. 2. Они катали-катали, время убивали только - начали намывать - а толка никакого - руки в боки и по тапачкам. Кислоту дали - а она и не пойдет - нет щели - через что пойдет - вот и пришлось вам геофизику вызывать. ХА-ХА
Я с Вами не согласен! ГМЩП хвалил даже Академик Чижов. Зря вы так!
Применяли и применяем этот метод в ЯНАО. Режет подрядчик 2-сторонними перфораторами, до 6 гидромониторов.
Это не панацея, а альтернативный метод вскрытия ЭК.
Используем при:
- подготовки скв. к ГРП, в т.ч. с ориентированием;
- на фонде ППД; (после РИР - ЗКЦ, для увел. приемистости, также на скв., где после кумулятива - ее вообще нет);
- на добыв. фонде, (в ИП со слабым цементом, а также если по близости ВНК и ГНК, для предотвращения заколонок)
Достоинства:
- высокое г/д совершенство по качеству вскрытия пласта;
- отсутствие фугасности;
- комплексность метода (проведение КО через перфоратор)
Так что держим данную технологию в своем инструментарии.
ООО "Нефтепромсервис-Пермь" - их стиль...
Интересно, существует ли теоретическая модель для расчета перфорационного скин-фактора, для случая одной (или более) щелей в колонне. Я рассчитывал перфорационный скин по модели Каракаса и Тарика, но эта модель только для кумулятивных перфораторов.
Попробую узнать в Некко, как они проектируют щелевую перфорацию.