Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Заканчивание скважин

	ГЛАВА 9
	ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
	Основная задача вторичного вскрытия — создание совершен­ной гидродинамической связи между скважиной и продуктив­ным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, пер­форационной среды, оптимального для данных условий типо­размера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине: толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная харак­теристика пласта и вязкость нефти; расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтя­ного (ГНК) и газоводяного (ГВК); пластовое давление и температура в интервале перфорации; число обсадных колонн в интервале перфорации, минималь­ный внутренний диаметр в колонне труб; максимальный угол отклонения скважины от вертикали; состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки; свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта. В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, веду­щих буровые работы. В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта. Пласты с подошвенной водой и газовой шапкой перфориру- 577

	ются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каж­дой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, проницаемостной не­однородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.
	9.1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ ПЕРФОРАЦИИ Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового). Вскрытие пластов при депрессии осуществляется перфора­торами типа ПНКТ, спускаемыми на насосно-компрессорных трубах (НКТ), ПР, ПРК и КПРУ, спускаемыми через НКТ. Перфораторы ПНКТ рекомендуется применять при вскрытии любой части пласта, в том числе и приконтактных зон независи­мо от величины искривления скважины, качества цементной оболочки, обсадной колонны, аномальности пластового давле­ния. Недопустимо применять перфораторы типа ПНКТ в следу­ющих случаях: если после перфорации необходим спуск глубинных прибо­ров через НКТ в интервал перфорации; в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта в скважину больших объемов твердой фазы; при гидростатическом давлении на уровне установки перфо­раторов менее 10 МПа при создании депрессии; при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (углекислый газ, сероводород). Перфораторы типа ПР, ПРК, КПРУ рекомендуется применять при перфора­ции скважин с искривлением ствола до 0,7 рад (40°) при качест­венной цементной оболочке обсадной колонны независимо от аномальности пластового давления. Недопустимо применять перфораторы типа ПР и КПРУ в следующих случаях: при вскрытии приконтактных зон (ГНК, ВНК); при заполнении интервала перфорации глинистым буровым раствором; при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными 578

	компонентами (углекислый газ, сероводород), из-за возмож­ных утечек в лубрикаторе; при вскрытии пластов на депрессии в скважину обязательно должны быть спущены НКТ, устье скважины оборудовано фон­танной арматурой и лубрикатором при использовании перфора­торов типа ПР. Оптимальная депрессия при таком способе пер­форации составляет 2,0-3,5 МПа; не рекомендуется создавать депрессии более 10 МПа. При репрессии следует вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо от поло­жения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК) и при наличии в нефти агрессивных компо­нентов (углекислый газ, сероводород). Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий бе­зопасного проведения перфорации и предотвращения проник­новения больших объемов жидкости из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на величину: 10—15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 15 МПа; 5—10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа; 4—7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа. Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100—150 м вы­ше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устрой­ством (задвижкой с превентором). Перфорацию следует производить не более чем двумя спус­ками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию выполнять за один спуск перфоратора. Слабо­проницаемые сцементированные пласты рекомендуется вскры­вать гидропескоструйной перфорацией. В мировой и отечественной практике нефтегазодобывающей промышленности прострелочные перфорационные работы в нефтяных и газовых скважинах по видам и объемам (%) приме­нения распределяются следующим образом. Кумулятивная перфорация..................................      90—95 В том числе с депрессией на пласт.........................      2—4 Пулевая перфорация...........................................      2-3 Гидроабразивная ...............................................       1-2 Прочие виды (механическая, с растворяющимися вставками и др.).................................................      0,5 579

	В подавляющем большинстве случаев все виды перфораци­онных работ в скважинах производятся при репрессии (Арр) на продуктивный пласт. Величина репрессии не должна превы­шать 5—10 % от значения пластового давления (но не более 2,5— 3,5 МПа) в зависимости от глубины скважины. На практике, особенно в разведочных скважинах, часто репрессии при пер­форации превышают норму. Последнее главным образом проис­ходит вследствие ошибочного прогноза пластового давления, отличающегося в сторону завышения от истинного его значе­ния. При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристен­ной кольматационной (толщиной до 5—1,5 мм) и инфильтраци-онной (радиусом до 300-1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт (а также водоотдача бурового раствора и время контак­та его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирую­щая зона образуется при первичном вскрытии пласта. Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие либо гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные. В 40-х и 50-х годах пулевые перфораторы были основным средст­вом вторичного вскрытия пластов. По мере распространения кумулятивных перфораторов в конце 50-х — начале 60-х годов, не выдерживая конкуренции, пулевые перфораторы с горизон­тальным расположением ствола практически перестали приме­няться. В последние годы появились пулевые перфораторы с вертикально-криволинейными стволами, обладающие высокой пробивной способностью. Сейчас они ограниченно применяются в некоторых геолого-технических условиях. Торпедные перфо­раторы, в которых вместо пуль применяются снаряды замед­ленного действия, в настоящее время для вскрытия пластов не используются из-за низкой пробивной способности и низкой производительности при работе с ними. Гидропескоструйная перфорация, относимая некоторыми авторами даже не к средствам вскрытия, а к средствам интен­сификации притока, как показал промысловый опыт, не дает существенных преимуществ перед широко распространенной кумулятивной перфорацией. По этой причине, а также в связи с большой трудоемкостью широкого распространения гидропес­коструйная перфорация пока не получила.

	9.2. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ Пулевые перфораторы представляют собой короткостволь­ные орудийные системы, в которых пули разгоняются по ство­лу за счет энергии расширяющихся пороховых газов и, приоб­ретая достаточную кинетическую энергию на выходе из ствола, пробивают преграду. В применявшихся до недавнего времени перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ оси стволов направлены перпендикулярно к оси перфоратора, а следовательно, и к оси скважины. В этих перфораторах длина ствола, в котором пуля разгоняется под давлением пороховых газов, весьма ограниче­на, поэтому кинетическая энергия пули на выходе из дульного отверстия недостаточна для получения в породе каналов боль­шой глубины. Поиск конструкторов по повышению эффектив­ности пулевых перфораторов привел к созданию конструкции с вертикально-криволинейными стволами типа ПВН, в которых разгон пуль осуществляется по стволам значительной длины, расположенным вдоль оси корпуса. При такой конструкции длина ствола увеличивается до 400—500 мм против 60—70 мм у перфораторов с горизонтальным расположением стволов, а ско­рость пули на выходе из ствола достигает 900—1000 м/с. По­скольку масса пули в перфораторах типа ПВН в 4-5 раз больше массы пуль, применяемых в перфораторах типа АПХ, ПБ и ППМ, кинетическая энергия, которую приобретает пуля на вы­ходе из ствола, увеличивается примерно в 10 раз, достигая зна­чения 40 кН-м. Поэтому такие перфораторы имеют пробивную способность, сравнимую с пробивной способностью кумулятив­ных перфораторов того же поперечного размера при отстрелах по породам средней прочности. Для вторичного вскрытия пластов применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (поперечные габа­риты 90, 73 и 70 мм), которые могут спускаться в обсадную ко­лонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм соответственно. У перфораторов типа ПВН в двух взаимно пер­пендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил отдачи парные стволы расположены в общих пороховых камерах навстречу друг другу. Перфоратор ПВТ73 отличается духствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по двум каналам в противополож­ных направлениях. В одноканальном многосекционном перфо­раторе ПВК70 ствол проходит по оси перфоратора, причем ис­пользуются пули с увеличенными диаметром и массой. 581

	Глубина пробивания в породе средней прочности указана ниже. Тип перфоратора...... ПВН90, ПВН90Т ПВТ73 ПВК70 Глубина, мм.............                140                   180          200 Области применения перфораторов типа ПВН, ПВК, ПВТ оп­ределяются как термобарическими условиями (предельная температура и максимальное допустимое давление), так и гео­логическими. Учитывая, что пробивная способность пуль в зна­чительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, глубина каналов в породах низкой и средней прочности, пробиваемых пулевыми перфораторами, больше глубины каналов, пробиваемых кумулятивными пер­фораторами, а в породах выше средней прочности (асж > > 50 МПа) - наоборот, меньше. Поэтому более целесообразно применение пулевых перфора­торов для вскрытия пластов, сложенных слабосцементирован-ными непрочными породами. Кроме того, благодаря интенсив­ному трещинообразованию породы при внедрении в нее пули, эффективность вскрытия будет во многом зависеть от количест­ва и протяженности трещин. С этой точки зрения более предпо­чтительно применять пулевые перфораторы для вскрытия пла­стов, сложенных породами, склонными к трещинообразова­нию, т.е. хрупкими породами. Поскольку воздействие пулевого перфоратора на обсадную колонну несколько больше, чем ку­мулятивного корпусного, то его применение нецелесообразно при некачественном цементировании обсадной колонны, при наличии вблизи вскрываемых пластов водоносных пропластков. Производительность работ с пулевыми перфораторами несколь­ко ниже, чем с кумулятивными; за один спуск они могут вскрыть до 2—3 м пласта с плотностью до 5 отверстий на 1 м.
	9.3. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ Рассмотрим механизм образования кумулятивной струи и проникновении ее в преграду. При взрыве цилиндрического заряда взрывчатого вещества происходит почти мгновенное превращение его в газообразные продукты, разлетающиеся во все стороны по направлениям, перпендикулярным к поверхно­сти заряда. Сущность эффекта кумуляции заключается в том, что при наличии выемки в заряде газообразные продукты дето­нации части заряда, называемой активной частью, двигаясь к оси заряда, концентрируются в мощный поток, называемый кумулятивной струей. Если выемка в заряде облицована тонким 582

	слоем металла, то при детонации заряда вдоль его оси образует­ся кумулятивная струя, состоящая не только из газообразных продуктов, но и из размягченного металла, выдавливаемого из металлической облицовки. Обладая очень высокой скоростью в головной части (6-8 км/с) при соударении с твердой преградой струя развивает такое давление, по сравнению с которой предел прочности даже особо прочных материалов пренебрежимо мал. Действительно, для большинства зарядов давление кумулятив­ной струи на преграду составляет 20-30 ГПа, в то время как значение предела прочности горных пород в среднем составля­ет приблизительно 50 МПа, т.е. в 400-600 раз меньше. Поэто­му, исходя из гидродинамической теории кумуляции, разрабо­танной М.А. Лаврентьевым и Г.И. Покровским, глубина проби­тия канала в преграде 1К не зависит от механической прочности материала преграды, а определяется лишь соотношением плот­ностей материала струи рс и преграды рп: *K=Wpc/Pn,                                                                         (9-1) где 1С — длина кумулятивной струи, для большинства зарядов численно равная длине образующей кумулятивной выемки. В последующем формула для расчета глубины канала была уточнена Н.Г. Григоряном и приведена к виду
	где ад - динамическое значение прочности преграды; vc - ско­рость встречи струи с преградой. Таким образом кумулятивные перфораторы могут приме­няться для вскрытия пластов, сложенных наиболее прочными породами. Формирование перфорационных каналов в пласте, получен­ных с помощью кумулятивных зарядов, имеет следующие осо­бенности. При схлопывании металлической облицовки от дето­нации заряда в кумулятивную струю переходит только при­мерно 10 % ее массы. Остальная часть (90 % массы) формиру­ется в стержне сигарообразной формы, называемом пестом и движущемся со скоростью приблизительно 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем головная часть струи, пест может застревать в уже образовав­шемся перфорационном канале и частично или полностью заку­поривать его. Эксперименты показали, что около 15 % всех перфорационных каналов оказываются полностью закупорен­ными застрявшим в обсадной колонне пестом. 583

	При проникании струи в преграду расширение канала про­исходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно превыша­ет диаметр струи. Однако за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне во­круг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации мо­жет иметь место как уплотнение породы вокруг канала, так и разрыхление ее. Это объясняется тем, что после прохождения волны сжатия в породе происходит схлопывание газового пу­зыря в образовавшемся перфорационном канале. В результате обратная волна — волна растяжения — может создать зону обру­шения породы, значительно превышающую первоначальный размер канала, если прочность породы на растяжение мала. Так, при отстрелах по слабосцементированным песчаникам при среднем диаметре отверстия в породе 10 мм зона обрушения достигает 20—35 мм. В тех случаях, когда порода имеет высо­кий предел прочности на растяжение, происходит уплотнение породы вокруг каналов с той или иной степенью снижения про­ницаемости. Следует также обратить внимание на то, что хотя кумуля­тивная струя имеет высокую температуру (900—1000 °С), плав­ления горной породы не происходит ввиду кратковременности процесса образования канала (менее 100 мкс). Для образования кумулятивной струи при взрыве заряда не­обходимым условием является отсутствие в кумулятивной по­лости заряда какой-либо жидкости. В противном случае от взрыва заряда вместо кумулятивного эффекта будет иметь мес­то фугасное действие. Поэтому кумулятивные заряды перфора­торов изолируют от скважинной жидкости путем помещения их в индивидуальные герметичные оболочки (бескорпусные пер­фораторы) либо в общие герметичные корпуса (корпусные пер­фораторы). Корпусные кумулятивные перфораторы, с помощью кото­рых выполняется большой объем работ по вскрытию продук­тивных пластов в России, оказывают наименьшее нежелатель­ное взрывное воздействие на обсадную колонну и заколонное цементное кольцо, поскольку основную часть энергии взрыва зарядов воспринимает на себя корпус перфоратора. При этом в зависимости от особенностей корпуса перфоратора они подраз­деляются на корпусные перфораторы многократного использо­вания типа ПК и однократного использования типа ПКО. В пер­фораторах типа ПК корпус воспринимает не только гидростати­ческое давление, но и неоднократные взрывные нагрузки, по- 584

	. K№2\m:s:.v:\m:.\::\m:i ПКС 105 от з =50 г пкс 80 L оо: т3=21,5т \б ^ ПВН90
	Рис. 9.1. Размеры перфорационных каналов для основных типов перфорато­ров при отстрелах по единой мишени (обсадная колонна — цементное коль­цо — порода): а — в поверхностных условиях; б — при давлении 30 МПа; т3 — масса заряда; v — скорость пули на выходе из ствола этому толщина его должна быть большей, чем в перфораторах типа ПКО, а следовательно, в одних и тех же габаритах перфо­ратора типа ПК масса заряда меньше, чем в перфораторах типа ПКО. Из перфораторов типа ПК более распространены перфора-
	585

	ПК 103 ПК105ДУ ПК 85 ПК 85 ДУ ПК 65 ПК65ДУ ПКО89 ПИК 89 ПКО73 ПКО 173 ПКС 105 ПКС 105 Т ПКС 80 ПКС 80 Т КПРУ 65 ПР54
	П6Н90 П6 2100
	Рис. 9.2. Пробивная способность перфораторов (труба толщиной 10 мм из стали группы прочности Д, цементное кольцо за 25-мм колонной с а^, = = 20 МПа, предел прочности породы на сжатие асж = 45 МПапри температуре 20 "С и всестороннем давлении 30 МПа): / — обсадная труба; II — цементное кольцо; III — порода торы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО - перфораторы ПКО98, ПКО73. Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в ин­дивидуальных оболочках позволяют значительно ускорить про­ведение прострел очно-взрывных работ, так как вскрываемая за один спуск перфоратора толщина пласта может достигать 30 м.
	586

	Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно про­изводить вскрытие при спуске их внутри НКТ. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цемент­ное кольцо значительно выше, чем при использовании корпус­ных перфораторов. После взрыва зарядов на забое остаются об­ломки от корпусов заряда и соединительных деталей, которые в последующем могут привести к осложнениям при эксплуата­ции скважин. Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на про­мыслах страны наибольшее распространение нашли перфора­торы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся — перфораторы с зарядами в литых алюминие­вых оболочках КПРУ65, ПР54. Размеры перфорационных каналов, получаемых при отстре­ле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфо­раторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по единым мишеням с породами прочностью на одноосное сжатие 45 МПа, приведены на рис. 9.1, пробивная способность перфо­раторов представлена на рис. 9.2. 9.4. СКВАЖИННЫЕ ТОРПЕДЫ Скважинные торпеды предназначены для производства сле­дующих работ: ликвидации аварий в бурении путем обрыва, встряхивания или отвинчивания труб, разрушения металла на забое и в стволе; ускорения процесса бурения скважины путем дробления валунов и твердых пород в прослоях; очистки по­верхности труб и фильтров в нефтяных, газовых, водозаборных и дренажных скважинах; перерезания труб с целью извлече­ния их из скважины. Торпеды иногда используют для вскры­тия продуктивного пласта, повышения проницаемости при-скважинной зоны и других целей. К скважинным торпедам предъявляют следующие требова­ния: хорошая проходимость в скважине, обеспечивающая их доставку в интервал торпедирования, особенно при аварийных ситуациях, а также исключающая повреждение элементов скважины в вышележащем интервале; максимальная эффек­тивность действия взрыва на объекты по основному назначению при минимальном воздействии на остальные элементы конст­рукции скважины; высокая производительность, позволяющая свести к минимуму спускоподъемные операции: надежное сра­батывание, исключающее уничтожение в случае отказа боль­шого количества взрывчатых веществ (ВВ); безопасность в об­ращении. 587

	9.5. ДЕЙСТВИЕ ВЗРЫВА В СКВАЖИНЕ После взрыва заряда ВВ образуется пузырь из разогретых и сжатых до высокого давления продуктов детонации, и в жид­кость уходит ударная волна, которая представляет собой об­ласть сжатия с резким скачком давления, плотности и темпера­туры на переднем фронте, распространяющуюся в среде со сверхзвуковой скоростью. Возникающие при взрыве ударные волны могут распространяться практически в любых средах и сопровождаются перемещением среды в направлении движе­ния фронта возмущения. Благодаря инерционности жидкой среды газовый пузырь пульсирует, излучая при каждом цикле ударные волны, интенсивность которых постепенно убывает. Практическое значение имеют только основная и вторичная ударные волны. В результате расширения пузыря в окружаю­щей среде возникает гидропоток, играющий также существен­ную роль в действии взрыва на элементы скважины. Поскольку плотность воды почти в 800 раз превышает плот­ность воздуха, интенсивность ударной волны в воде много больше, чем в воздухе. Давление р (в МПа) на фронте ударной волны на расстоянии R (в м) от центра сферического заряда тро­тила массой G (в кг) в воде в области 10-100 радиусов заряда можно рассчитать по экспериментальной формуле
	> = 53,з(	jG/Rj .                                                          (9.3)
	В зависимости от характера объекта, на который действует ударная волна, определяющим может быть давление на ее фронте, а также удельный импульс; в некоторых случаях необ­ходимо знать плотность потока энергии. Удельный импульс ударной волны (Н-с/м2): вводе I = 9300 G2/3/R;                                                                    (9.4) в воздухе I = 350G2/3/R.                                                                       (9.5) Плотность потока энергии (Дж/м2) ударной волны можно ориентировочно оценить выражением \                                                              (9.6) Гидростатическое давление порядка 200-300 МПа не оказы-588

	вает сколько-нибудь заметного влияния на начальные скорость и скачок давления ударной волны при относительно близких расстояниях от центра взрыва до фронта ударной волны (-R/-Ro < < 10, где До — радиус заряда), реализуемых при взрывных ра­ботах в скважинах. Влияние гидростатического давления на энергию ударной волны более заметно. Гидростатическое давление существенно влияет на интен­сивность вторичных ударных волн. При невысоких давлениях вторичные ударные волны играют немаловажную роль в дейст­вии подводного взрыва. С увеличением гидростатического дав­ления интенсивность их падает, и при давлении более 100 МПа их разрушительное действие, по-видимому, прекращается. Хо­тя гидростатическое давление существенно не влияет на пара­метры подводного взрыва вблизи заряда (-R/-R0 < 3), т.е. в усло­виях, часто встречающихся при взрывных работах в скважи­нах, в глубоких скважинах наблюдается уменьшение разруши­тельного действия подводного взрыва, что, возможно, связано с изменением условий деформации и разрушения материалов при повышенном гидростатическом давлении. Условия распространения ударных волн и продуктов взрыва в грунте резко отличаются от условий распространения волн в жидких средах, что обусловлено пористостью пород. Ударная волна и давление расширяющихся продуктов взрыва вызывают в породе напряжения сжатия, растяжения и сдвига, значи­тельно превышающие допустимые, вследствие чего в ней воз­никают необратимые разрушения и уплотнения. Радиус трещин при торпедировании скважины удлиненным зарядом можно оценить по формуле -RT = cd3, где с — коэффици­ент, учитывающий свойства породы и ВВ. Для прочих пород и мощных ВВ значение коэффициента с находится в пределах от 24 до 36. Действие взрыва на обсадные или бурильные трубы при до­статочной длине (10-15 диаметров заряда) характеризуется отношением диаметра заряда d3 к диаметру трубы: d3/dTp. Сте­пень деформации трубы зависит от ее прочности и свойств ок­ружающей среды. Плотно прилегающее к трубе цементное кольцо или порода упрочняет трубу: для деформации зацемен­тированной трубы отношение d3/dw должно быть примерно в 3— 4 раза больше, чем для трубы, находящейся в воде. При взрыве заряда в трубе в случае, если между трубой и стенками скважины находится жидкость, ударная волна, от­раженная от стенок скважины, препятствует обрыву трубы тем больше, чем ближе расположена труба к стенкам скважины и чем больше их отражающая способность. С увеличением отно- 589

	шения dw/dc возрастает значение d3 для обрыва трубы. На вели­чину заряда, необходимого для обрыва трубы, мало влияют толщина стенки трубы (исключая УБТ), плотность и вязкость бурового раствора и, наоборот, существенно влияют гидроста­тическое давление, расстояние между трубой и стенками сква­жины и свойства последних.
	9.6. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ При этом способе перфорации канал в преграде образуется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, вы­ходящей из насадки, абразивного действия песка, содержаще­гося в струе. Это пока единственный промышленно применяе­мый в настоящее время способ вскрытия пластов, исключаю­щий воздействие взрывных нагрузок на пласт и, следовательно, особенно целесообразный в тех случаях, когда механоактиваци-онные процессы могут значительно ухудшить проницаемость пористой среды. Гидропескоструйный перфоратор представляет собой сталь­ной корпус с насадками из твердых сплавов, при прокачке че­рез которые жидкости с расходом 1-6 л/с скорость струи до­стигает 200 м/с. Для создания необходимых давлений при про­качке гидроабразивных смесей используются насосные агрега­ты 2АН500 и 4АН700, количество которых на одну операцию может изменяться от 2 до 6 и более. Время образования одного канала колеблется от 20 до 30 мин, расход рабочей жидкости — от 1 до 7 м8, песка - от 50 до 700 кг. Как показали стендовые испытания, а также промысловые эксперименты с использованием скважинной мишени, в усло­виях гидростатических давлений, характерных для скважин средних глубин, глубина перфорационных каналов в породах средней прочности не превышает 135 мм. Учитывая значитель­но большую трудоемкость осуществления гидропескоструйной перфорации по сравнению с кумулятивной и пулевой, на про­мыслах она применяется в настоящее время довольно редко. Вопросы гидропескоструйной перфорации глубоко рассмот­рены Р.С. Яремийчуком и Ю.Д. Качмаром. Как разновидность описанного, известен метод азотогидро-пескоструйной перфорации (г. Ивано-Франковск). Сущность метода заключается в образовании отверстий или прорезей в обсадной колонне и каналов или выработок в цементном кольце и породе пласта с помощью газожидкостной струи, содержащей абразивный материал. Утверждается, что за счет добавления 590

	газа в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 1,5— 2 раза) увеличить размеры перфорационных каналов. На раз­меры выработки существенно влияет величина газогидросо-держания. Наряду с возможностью увеличения длины канала при гидропескоперфорации с азотом прослеживается еще ряд преимуществ по сравнению с использованием жидкостно-пес-чаных смесей: создается дополнительный перепад на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в НКТ в за-трубном пространстве, увеличивающейся с ростом глубины скважины. При проведении процесса важный фактор успеха -создание давления в скважине значительно меньше гидроста­тического. При этом сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт. Разработанные технология и оборудование обеспечивают проведение работ в скважинах глубиной 2000-2500 м. С некоторыми усовершенст­вованиями технология может быть использована в скважинах глубиной до 5000 м. Небольшой объем внедрения был положи­тельным. 9.7. ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПЕРФОРАЦИЕЙ Скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю толщину, то такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта. В обоих случаях фактический дебит при про­чих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с от­крытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтра­ционных сопротивлений, которые обусловлены искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоствольной зоне пласта и на стенке скважины (точнее, на границе скважина — пласт). Сгущение линий токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, грани­чащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, вскрывшей продуктивный пласт на всю толщину. По причине нарушения геометрии течения жидкости и газа рассматриваемые виды несовершенства иногда называют несо­вершенством геометрическим. Если скважина несовершенна по степени и характеру вскры­тия продуктивного пласта, то коэффициент гидродинамическо­го совершенства будет определяться формулой 591

	Ф____1п/(Д«/г°> ,                                                                       (9.7) ln(R/'i) + c +С
	где сх, с2 - безразмерный коэффициент, учитывающий допол­нительные фильтрационные сопротивления из-за несовершен­ства скважины соответственно по степени и характеру вскры­тия продуктивного пласта. Коэффициент сх определяется степенью вскрытия продук­тивного пласта, а коэффициент с2 зависит от длины 1К и диаметра dK перфорационных каналов и плотности перфорации п. Эти ко­эффициенты находятся по графикам В.И. Щурова, построен­ным по результатам экспериментов на моделях, или по форму­лам, полученным математической обработкой эксперименталь­ных данных. При этом предполагается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом смысле, т.е. имеют правильную цилиндрическую форму, яв­ляются чистыми по всей длине, вокруг них отсутствует зона пористой среды пониженной проницаемости. Оценим качественно влияние параметров перфорации на ко­эффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле (9.7), приняв, что продуктивный пласт вскрыт буре­нием на всю толщину, т.е. сх = 0. Результаты расчетов иллюст­рируются графически на рис. 9.3. Из рис. 9.3, в следует, что при плотности перфорации 10 отверстий на 1 м и более увеличе­ние глубины перфорационных каналов не приводит к значи­тельному росту коэффициента совершенства скважины. При очень больших значениях плотности перфорации и длины кана­лов на этом рисунке появляется область, где значение коэффи­циента совершенства больше единицы, т.е. геометрически несо­вершенная скважина имеет в этой области более высокую про­дуктивную характеристику, чем если бы она была совершен­ной. Теоретически это объясняется на основе закона распреде­ления давления в пласте вокруг работающей скважины. В про­мысловых условиях таких случаев практически нет. Кривые на рис. 9.3, б указывают на несущественное влияние поперечного размера каналов перфорации на степень совершен­ства скважин, поэтому нет острой необходимости создавать прострелочную аппаратуру для получения каналов большого диаметра. Рис. 9.3, в показывает, что увеличение плотности перфорации более 20 отверстий на 1 м может быть оправдано только в случаях очень низкой пробивной способности перфора­торов. Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следу­ющие выводы: 592

	0,75	0,75	ф 10 15 20 25 п
	0,50 L	0,50
	0,25	0,25
	750 /к, мм
	Рис. 9.З. Зависимость коэффициента гидродинамического         совершенства скважины от различных параметров (йк = 400 мг,гс= 0,1м): а — от длины канала перфорации: dK — 12 мм; шифр кривых — плотность пер­форации, отверстие на 1 м; б - от диа­метра канала перфорации: 1К = 150 мм; шифр кривых — плотность перфорации, отверстие на 1 м; в — от плотности пер-форациии: dK = 12 мм; 1,2,3,4,5 - длина канала перфорации 1К соответственно 25, 50,100, 150 и 200 мм
	1) при длине перфорационных каналов не менее 150 мм опти­мальной плотностью перфорации необходимо считать плотность не более 12—16 отверстий на 1 м; 2) при плотности перфорации 12—16 отверстий на 1 м и длине перфорационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала свыше 6—8 мм практически не приводит к росту степени совер­шенства скважин. Эти выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда пористая среда во всех точках плас­та имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические перфо­рационные каналы чистые по всей длине. Реальная картина притока нефти или газа в скважину в значительной степени ос­ложняется отмеченными ранее негативными явлениями. Схе­матичное изображение призабойной зоны перфорированной
	593

	Рис. 9.4. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфориро­ванной скважины
	скважины показано на рис. 9.4. Из рисунка следует, что в фор­мулу для определения коэффициента гидродинамического со­вершенства скважины следует ввести кроме уже известных коэффициентов, еще безразмерный коэффициент Su, учитыва­ющий дополнительные фильтрационные сопротивления в при­забойной зоне из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией. В данном случае дополнительные фильтрационные сопротивле­ния обусловлены снижением проницаемости породы вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть опре­делен с помощью, например, геофизических исследований в скважине по параметрам зон ухудшенной проницаемости, то определить значение скин-эффекта по промысловым исследо­ваниям пока не представляется возможным. Американские исследователи для случая ламинарного пото­ка в перфорационный канал предлагают использовать формулу
	где ka — проницаемость зоны ухудшенной проницаемости во-594

	круг перфорационного канала радиусом гк; 5 — толщина этой зоны. Если в зоне вокруг перфорационного канала происходит на­рушение линейного закона фильтрации Дарси (что характерно для высокопродуктивных нефтяных скважин и особенно для газовых скважин), то значение Su резко возрастает. Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину на каротажном кабеле в зону перфорации с заполнением сква­жины обычно тем же буровым раствором, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфора­ционные каналы под действием статического давления и ди­намических взрывных нагрузок будет фильтроваться буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него. Кроме того, при воздействии взрывных нагрузок на при-забойную зону через перфорационные каналы в пласте могут происходить следующие механоактивационные процессы: испускание электронов (механоэмиссия), свечение (механо-люминесценция), протекание на поверхности химических ре­акций (механохимия), излучение звука (акустоэмиссия), пье-зоэффект и др. Эксперименты по отстрелу наиболее распространенных ку­мулятивных перфораторов ПК105ДУ с имитацией перепада давления из пласта в скважину при давлениях в зоне перфора­ции 10, 20, 30, 40МПаи при горных давлениях соответственно 25, 50, 75 и 100 МПа показали следующее. В искусственном песчанике в этом диапазоне давлений глубина получаемого ка­нала мало изменяется и составляет в среднем 111 мм при диа­метре канала 12 мм. Несмотря на наличие видимой зоны уплот­нения породы вокруг перфорационного канала, пропускная способность мишени с реальным каналом дф оказалась равной qm для этих же размеров каналов, т.е. коэффициент совершенства ф оказался равным единице. Это означает, что канал, получен­ный в условиях перфорации на депрессии, является эффектив­ным по всей длине и не имеет зоны породы с пониженной про­ницаемостью . В табл. 9.1 представлены результаты исследований влияния на коэффициент совершенства типа бурового раствора и соотно­шения между размерами пор и частиц твердой фазы бурового раствора. Как видно из таблицы, чем больше содержится в буровом растворе мелкой фракции и чем больше размер пор, тем в боль- 595

	Таблица 9.1 Влияние типа бурового раствора на коэффициент совершенства
	Тип бурового Содержание фракций раз- Среднеарифме­тическое значе- Коэффициент раствора мером менее 1 мкм, % ние диаметра пор, мкм канала Хроматный 17,4 3,76 0,66 4,62 0,65 Известковый 19,3 3,32 0,59 5,00 0,43 Обработанный 28,1 3,36 0,39 УЩР
	шей степени снижается коэффициент совершенства перфораци­онных каналов. Очевидно, через перфорированный канал в по-ровое пространство из раствора потоком фильтрата заносятся наиболее мелкие твердые частицы, которые при обратном пото­ке пластовой жидкости не удаляются из пор. В тех случаях, когда размер твердых частиц больше диаметра пор, они в поро-вое пространство потоком фильтрата не заносятся (И.Н. Гайво-ронский). Проведенные эксперименты позволяют сделать следующий важный вывод: существующая технология перфорации на ре­прессии с использованием буровых растворов с твердой фазой оказывает особенно отрицательное влияние при вскрытии высо­копроницаемых пластов. Технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии и с применением растворов на водной ос­нове с твердой фазой приводит к тому, что низкопроницаемые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, а высоко­проницаемые - при перфорации. Для количественной оценки влияния образующейся зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфора­ции и образующейся зоны проникновения фильтрата при буре­нии группа американских исследователей решила задачу о притоке жидкости к скважине численным методом с помощью ЭВМ. Полученные ими результаты позволяют оценить как раз­дельное, так и совместное влияние параметров этих зон. Внача­ле оценим только влияние несовершенной технологии перфора­ции, когда вокруг каналов образуется зона пониженной прони­цаемости породы толщиной 5. Поскольку снижение проницае­мости происходит за счет проникновения твердой фазы из рас­твора, то кратность снижения проницаемости (fiak/ka) может достигать нескольких десятков, поэтому этот параметр был ис­следован в пределах от 1 до 50. Влияние толщины этой зоны изучено в пределах от 6 до 16 мм. 596

	На рис. 9.5, б представлено совместное влияние параметров зоны проникновения и зоны пониженной проницаемости поро­ды вокруг каналов перфорации на коэффициент гидродинами­ческого совершенства. Как видно, в рассматриваемом диапазоне изменения этих параметров коэффициент совершенства не пре­вышает значения 0,5, причем параметры зоны проникновения здесь влияют на совершенство в меньшей степени, чем при ус­ловиях, рассмотренных на рис. 9.5, а. Предотвратить загрязнение породы при перфорации на ре­прессии можно следующими мероприятиями: применением в качестве задавочного раствора минерализо­ванной (например, пластовой) или пресной воды, облагорожен­ной добавкой поверхностно-активных веществ (ПАВ); применением растворов на нефтяной основе; применением высококонцентрированных растворов солей. Характерная особенность предлагаемых задавочных раство­ров — отсутствие в них твердой фазы, наличие которой, как было показано ранее, в наибольшей степени снижает гидродинами­ческую эффективность перфорационных каналов. ПАВ, вводимые в перфорационную жидкость, должны удов­летворять следующим требованиям: при малой концентрации значительно уменьшать поверхно­стное натяжение на границе раздела вода — углеводородная среда;
				0,8 - /к 0,6 1,0 -----------------/ 5 0,4 ------------------- 2,5 \ ,___--------------10 0,2 - ■---------------20 1 1 i i i i
	0 100	300	500 Ъ, мм 0 100		300	500 Ъ, мм
	Рис. 9.5. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от толщины прискважинной зоны с пониженной проницаемостью: а — 1к = 200 мм, dK = 6,35 мм, п = 13 отверстий на 1м, гс = 75 мм, Д, = 100 м; б — Р3 = 20; 6 = 12,7 мм, 1К = 200 мм, dK = 6,35 мм, п i 13 отверстий на 1 м, гс = 75 мм, В^ = 100 м; шифр кривых — кратность снижения проницаемости породы в при­скважинной зоне размером Ъ
	597

	улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии вод­ного фильтрата; не образовывать нерастворимого осадка при контакте с плас­товыми водами, содержащимися в них солями и с горными по­родами; препятствовать диспергированию и набуханию глинистых частиц, содержащихся в породе пласта, в присутствии водного фильтрата; иметь низкий показатель адсорбции на поверхности порового пространства; препятствовать образованию на границе раздела фаз адсорб­ционных слоев гелеобразной структуры. Для обработки перфорационной жидкости могут быть ис­пользованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ эффективно снижают поверхност­ное натяжение и краевой угол смачивания, способствуют уве­личению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды и суммарной проницаемости для них. Нефтерас­творимые ПАВ эффективно снижают относительную проницае­мость пористой среды для воды, способствуют уменьшению во-донасыщенности породы и толщины гидратных оболочек, гид-рофобизируют поверхность поровых каналов. Наиболее подхо­дящими для обработки перфорационных жидкостей растворов на водной основе являются неионогенные ПАВ (ОП-7, ОП-10, УФЭ8, КАУФЭ14, дисолван и др.), поскольку они хорошо рас­творимы в пресной и минерализованной воде, мало адсорбиру­ются на поверхности горных пород, эффективно снижают по­верхностное натяжение на границе вода — нефть при малой кон­центрации (0,1-0,3 %). Ионогенные (анионные - сульфонол, азолят, сульфонатриевые соли СНС и катионные — катапин, вы­равниватель Аи др.) ПАВ могут давать осадки с минерализо­ванной водой; они интенсивнее адсорбируются на поверхности воды. При использовании буровых растворов на нефтяной основе перфорацию также следует проводить с применением подобных задавочных растворов. Рассмотренные растворы могут успешно выполнять функ­ции задавочных только в тех случаях, когда значение пластово­го давления ниже гидростатического. При пластовых давлени­ях выше гидростатического в качестве гомогенной (без твердой фазы) перфорационной жидкости следует применять, напри­мер, водный раствор хлористого кальция, плотность которого можно довести до 1,40 г/см8. Следует отметить, что раствор хлористого кальция способствует агрегированию глинистых 598

	частиц в пласте, в результате чего в некоторой степени снижа­ются негативные последствия применения при бурении буро­вых (глинистых) растворов на водной основе. Более кардинальным направлением совершенствования тех­нологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией являет­ся перфорация на депрессии при герметизированном устье скважины, которая может осуществляться в двух вариантах: с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на кабеле внутри колонны НКТ; с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на колон­не НКТ. Перфорация на депрессии - наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, поскольку в момент создания перфорационных каналов под действием больших градиентов давления возникает интенсивный приток нефти или газа из пла­ста в скважину, в результате чего происходит самоочистка пер­форационных каналов и породы призабойной зоны. В дополне­ние к указанному достоинству необходимо отметить, что для газовых скважин и нефтяных фонтанных скважин процесс вто­ричного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова при­тока нефти или газа из пласта в скважину. Рассмотрим техноло­гию и технику перфорации на депрессии. По первому варианту применяют перфоратор типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют ко­лонной НКТ, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. На место буферного патрубка устанавливается лубрикатор — уст­ройство, позволяющее спускать в работающую скважину ка­кие-либо приборы при наличии давления на устье. Снижением уровня раствора в скважине (замена на облег­ченный раствор, полное удаление раствора из скважины и за­полнение ее воздухом, природным газом или азотом) создается необходимый перепад между пластовым и забойным давления­ми, выбранный применительно к данным геолого-техническим условиям. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число одновременно спускаемых кумулятивных зарядов перфораторов не должно превышать 150-300) на каро­тажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с уста­новкой его против перфорируемого интервала. После срабаты­вания перфоратора пласт начинает сразу же проявлять себя, и происходит интенсивный процесс очистки перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродук­тивных нефтяных и особенно газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом про­исходит интенсивный рост давления на устье. Устройство луб- 599

	рикатора таково, что позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно снова спустить его в скважину для дострела нужного интервала. При использовании малогабаритных перфораторов кумуля­тивной струе приходится преодолевать большое расстояние до соударения с преградой - обсадной колонной, а известно, что глубина пробития в преграде в значительной степени зависит от толщины слоя жидкости (рис. 9.6). Поэтому наибольший эф­фект следует ожидать от применения таких перфораторов в га­зовой среде, в связи с чем за рубежом для вскрытия газоносных пластов иногда применяют следующую технологию. После не­полного удаления жидкости с забоя скважины в нее через луб­рикатор спускают малогабаритный перфоратор, к нижней час­ти которого подсоединяют дополнительно один-два заряда в ин­дивидуальных оболочках, срабатывающие отдельно от всего перфоратора подачей электрического импульса с поверхности. После включения в работу вскрытой этими зарядами части га­зоносного пласта и полного удаления жидкости с забоя скважи­ны осуществляется срабатывание всей сборки перфоратора в среде природного газа. Опыт промышленного применения такого способа перфора­ции показал его высокую эффективность. Так, на газовых про­мыслах Северного Кавказа в результате вскрытия на депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 было обеспечено увеличе­ние дебитов скважин в 2—3 раза и сокращение сроков освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению со вскрытием пластов на репрессии даже более мощными перфораторами типа ПК и ПКО. Более того, удалось освоить ранее пропущенные газонос- /к, мм
	100 - Ьж, мм	Рис. 9.6. Зависимость длины канала перфорации в породе от толщины слоя воды в зоне пер­форации при давлении 30 МПа при использовании различных перфораторов: 1-ПК103;2-ПР54

	ные пласты. Аналогичные результаты с использованием пер­фораторов типа ПР были получены на Украине. Целесообразно их применение для вскрытия высоконапор­ных нефтяных пластов в добывающих фонтанных скважинах, так как в этом случае совмещается процесс вскрытия с процес­сом освоения. Они незаменимы при дострелах новых интервалов в работающих скважинах без их остановки (что особенно важно при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в период падающей добычи), при вскрытии пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, при перестреле пласта, если предыдущая перфорация на репрессии не дала желаемых ре­зультатов. Известно, что наибольшее отрицательное влияние буровых растворов, проникающих в пласт при бурении и перфорации, проявляется при вскрытии газоносных пластов. Поэтому в пер­вую очередь необходимо предусматривать вскрытие через НКТ в газовой среде именно этих пластов. Для вскрытия пластов на депрессии по второму варианту с помощью перфораторов, спускаемых на НКТ, применяют кор­пусные перфораторы одноразового использования типа ПКО, которые срабатывают не от электрического импульса (кабель здесь отсутствует), а от механизма ударного действия. Послед­ний срабатывает при нажиме на него резинового шара, сбрасы­ваемого в колонну труб с закачкой в них порции жидкости. Та­кие перфораторы спускаются вместе со специальной головкой с ударно-взрывным устройством для срабатывания аккумуля­тивных зарядов; их шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. В этих перфора­торах имеются устройства для передачи детонации от секции, что позволяет их свинчивать друг с другом для одновременного вскрытия интервала пласта толщиной до 50 м и более. После срабатывания перфоратора и соединения скважины с пластом прострелянный корпус перфоратора остается в скважине, если скважина работает фонтанным способом. В скважину, заполненную буровым раствором, спускают ко­лонну насосно-компрессорных труб, в нижней части которой крепится перфоратор ПНКТ, с установкой его против вскрыва­емого интервала. Устье скважины обвязывают фонтанной арма­турой на необходимое давление. Путем удаления части жидкос­ти из скважины прямой или обратной циркуляцией или замены ее на более легкую создают необходимую депрессию на пласт, обычно не превышающую 10 МПа, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь колонны НКТ сбрасывают резиновый шар, который потоком подаваемой по трубам жидкости проталкивается до механизма 601

	ударно-наклонного действия. Срабатывает устройство иниции­рования зарядов. После сообщения пласта во скважиной нефть или газ из пласта поступают в колонну насосно-компрессорных труб как через отверстия в корпусе ПНКТ, образовавшиеся по­сле срабатывания зарядов, так и через специальные циркуля­ционные окна, расположенные выше перфоратора. Таким образом, перфораторы типа ПНКТ являются единст­венными, для спуска которых в скважину не используется ка­ротажный кабель, а следовательно, и отсутствует необходи­мость доставлять каротажный подъемник на скважину, что осо­бенно ценно в условиях бездорожья (европейский Север, Си­бирь). Практически все работы могут быть выполнены с исполь­зованием имеющегося на скважине бурового оборудования. Кроме указанной области наиболее целесообразного приме­нения ПНКТ следует еще дополнить, что его удобнее использо­вать в скважинах с большим углом наклона, где затруднен спуск перфораторов на кабеле, в скважинах, где целесообразна перфорация на депрессии, а использование перфораторов типа ПР опасно из-за наличия осколков от перфоратора (особенно при отсутствии зумпфа в скважине); при вскрытии многоколонных конструкций, когда необходима повышенная пробивная спо­собность зарядов. К недостаткам этого способа перфорации следует отнести не­возможность спуска в зону работающего пласта геофизических приборов (дебитометров, термометров и т.д.). Кроме того, дан­ный способ не позволяет произвести повторную перфорацию без подъема колонны НКТ, а следовательно, без глушения скважи­ны раствором; имеется опасность прихвата перфоратора в сква­жине песком при ее длительной работе в процессе эксплуатации слабосцементированных пластов. 9.8. ВЫБОР ПЛОСКОСТИ ПЕРФОРАЦИИ И ТИПОРАЗМЕРА ПЕРФОРАТОРА Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить мак­симально возможное гидродинамическое совершенство сква­жины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации. Оптимальная плотность перфорации определяется фильтра-ционно-емкостными свойствами пласта, однородностью, рас­стоянием от ГНК, ВНК и соседних пластов и методов перфора­ций. В табл. 9.2 приводится рекомендуемая плотность перфора­ции перфораторами ПКСУЛ80 для условия создания конечной 602

	Таблица 9.2 Рекомендуемая плотность перфорации для различных пластов
	Плотность перфорации, Категория пород Проницае- отверстие на 1 м мость, мкм 2 при депрес- при репрес- сии сии Слабоуплотненные песчано- >0,1 6 12 алевролитовые породы с гли- <0,1 10-12 12-18 нистым цементом Уплотненные песчано-алевро- >0,01 18-20 12-20 литовые породы с кварцевым и карбонатно-глинистым цемен- том Карбонатные, аргиллиты и дру- < 0,001 18-20 20-24 гие породы, в которых отсут- ствует трещиноватость Сильно уплотненные песчани- >0,01 10-12 18-20 ки, алевролиты, известняки, <0,01 12 18-24 доломиты, мергели и другие породы с развитой трещинова- тостью Тонкослоистые Любая 20 20-24
	плотности за один этап, т.е. без промежуточного освоения плас­та между отдельными спусками перфоратора. Более низкая плотность перфорации при депрессии объясня­ется обеспечением при этом методе полной очистки простре-лочных каналов от шлама и возникновением вокруг каждого канала больших локальных депрессий непосредственно после перфорации. При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующей пробивной способности ПКО-89 или близкой к этой величине, плотность перфорации может быть снижена на 50 %. Типоразмер перфоратора выбирают на основе детальных сведений о состоянии цементной оболочки эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойствах жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно перфорируемого интервала, количестве ко­лонн, перекрывающих пласт, термодинамических условиях в скважине, толщине пласта. Вначале выбирают группу перфо­раторов, которая может быть применена при данных термоба­рических условиях в скважине (табл. 9.3). Вскрытие пластов при наличии более одной колонны осуществляется по индиви­дуальным планам с использованием наиболее эффективной про­стрел очно-взрывной аппаратуры. Из выбранной группы последовательно исключают перфора­торы, не рекомендуемые по следующим причинам: 603

	Таблица 9.3 Основные технические характеристики стреляющих перфораторов, рекоме ндуемых для вскрытия пластов
	Кумулятивные перфораторы Корпусные Бескорпусные Пулевые Параметры ПКСУЛ 80, перфо- ПК85ДУ, ПК80Н, ПНКТ73, ПКО73, ПКОТ73, ПКСУЛ80-1, ПР43, КПРУ65 раторы ПК105ДУ ПК95Н ПНКТ89 ПКО89 ПКОТ89 ПКС 105У ПР54 ПВКТ70, ПВТ73 Максимальное гидро- 80 120 100 45 120 50; 80 80 80 100 статическое (сталь Е") (сталь Е") давление, МПа 70 Максимальная темпе- 180; 200 200 170 180; 200 180; 200 100; 150 150 150 200 ратура, °С Минимальное гидро- - - 10 20 40 10 - - - статическое давление (ЗПКО73) 50 10 в скважине, МПа 10 ГЗПКО7Е) 20 (ЗПКО89) 10 (ЗПКО8Е) Минимальный внут- 98 96 96 96 96 96 50 ренний диаметр 118 118 118 118 118 118 62 76 98 обсадной колонны (или НКТ) для малогабаритных перфораторов, мм Число труб в интерва- 1 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1 1-2 1-3 ле перфорации 1-2 1-2 Репрессия ("+") + + + + - - + Депрессия ("-") _ + + Максимальное число 20 20 250* 60 40 100* 100 300 12 зарядов, отстреливае- (100 °С) (100 °С) 10 мых на спуск 20 20

	(100 °СУ (100 °СУ 45 30(Т (100 °С)* 100 °С)* 15 15(Т (100 °С) 100 °С) Максимальная плот- 12 12 6 10 10 6 10 ность за спуск, отвер- 6 11 стие/м (ЗПКО89 6 10 165 (ЗПКОО- 89-Е)* Полная длина** 95 185 155 155 155 165 120 канала в 145 255 250 250 250 275 150 комбинирова иной мишени при твердости породы (не менее) 700 МПа, мм Средний диаметр ка- 8 нала, мм (не менее), 3 10 11 11 11 8 8 при твердости породы 8,5 12 12 12 12 12 10 700 МПа	200
		25 20
	* Максимальное число зарядов, отстреливаемых за спуск, для перфораторов типа ПКСУЛ, ПКС, ПНКТ, ПКО и ПКОТ должно устанавливаться в зависимости от геолого-технических условий в скважине, состояния колонны и цементного камня, качества корпусов и средств взрывания. При минимально допустимых зазорах между перфоратором и обсадной колонной и (или) низком качестве корпусов и средств взрывания максимальное число одновременно отстреливаемых зарядов должно быть уменьшено и устанавливается в каждом конкретном случае. ** Комбинированная мишень состоит из стальной (ст. 3) пластины толщиной 10 мм, цементного камня толщиной 20 мм и искусственного песчаника с твердостью по штампу не менее 700 МПа.

	неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого расположения ВНК и (или) ГНК; недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой об­садных труб (табл. 9.4); большого угла наклона скважины - все перфораторы, спус­каемые на кабеле, имеют низкую проходимость при значении угла искривления скважины больше 0,7 рад (40°); содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислый газ, сероводород); необходимости спуска глубинных приборов в интервал пер­форации без подъема НКТ после проведения прострелочно-взрывных работ; возможности выноса из пласта больших объемов шлама и твердой фазы бурового раствора. Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производи­тельные и с большей пробивной способностью. При этом учиты­ваются следующие особенности перфораторов: в случае неудовлетворительного состояния цементной обо­лочки и при вскрытии приконтактных зон могут быть использо­ваны только корпусные перфораторы типа ПНКТ, ПК, ПКО и ПКОТ (см. табл. 9.3); при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюи­дами, перфорация обычными перфораторами может проводить­ся только при репрессии; Таблица 9.4 Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру
	Диаметр или поперечный г а- Плотность жид- Т\Лт,ТТТTTTWЯ ТТТчТТТчТТТ Тип перфоратора баритный ра з- кости в сква- J.VX ±1x1 ±11VL dvl £>xl £>1 ±± пполп **** мер перфора- жине, г/см 3 зазор, мм тора, мм Кумулятивные ПК 80-105 1,3 13 1,5 15 1,5 22 ПКО, ПКОТ 73-89 1,5 23 1,5 25 ПКСУЛ, ПКС 80-105 1,5 13 1,5 22 ПР, КПРУ 43-54 1,0 7-8 1 11 Пулевые ПВКТ, ПВТ 70-73 0,8-2,3 23 Гидропескоструйные АП-6М100 100 0,8-2,3 10 АП-6М80 80 0,8-2,3
	во 4

	для многих типов перфораторов имеется минимальное гид­ростатическое давление, начиная с которого они могут быть применены; перфораторы типа ПНКТ не могут быть использованы в слу­чае выноса из пласта больших объемов породы и твердой фазы бурового раствора; наращивание плотности перфорации, очистка призабойной зоны пласта при использовании перфораторов типа ПНКТ тре­буют полного подъема НКТ вместе с корпусом перфоратора; в скважинах с углом искривления больше 0,7 рад (40°) пер­фораторы типа ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходи­мости; вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами типа ПР, КПРУ, ПНКТ; пулевые перфораторы с вертикально-криволинейным ство­лом ПВКТ-70, ПВТ-73 создают повышенный диаметр перфора­ционного канала, в результате чего улучшается совершенство вскрытия в коллекторах третьей и четвертой категорий и плас­тах, представленных тонкослоистым чередованием; бескорпусные перфораторы (ПКС) обеспечивают высокую производительность и могут использоваться в случаях, когда не требуется полная сохранность колонны и цементной оболочки за пределами интервала перфорации; продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водонос­ных и газоносных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 12 отверстий на 1 м. Решение о выборе типоразмера и плотности перфорации принимает геологическая служба нефтегазодобывающего уп­равления. При гидропескоструйном методе вскрытия монолитные од­нородные по проницаемости пласты вскрывают точечными ка­налами. Плотность перфорации 2—4 отверстия на 1 м. Плотные, абразивостойкие слабопроницаемые коллекторы (песчаники, известняки, доломиты) эффективнее вскрывать вертикальными щелями высотой не менее 100 мм и не более 500 мм. Макси­мальный охват пласта обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке. При вскрытии пластов гидропескоструй­ным методом применяют пескоструйные перфораторы АП-6М с насадками диаметром 4,5—6,0 мм. Технология проведения гид­ропескоструйной перфорации разрабатывается согласно Вре­менной инструкции по гидропескоструйному методу перфора­ции и вскрытию пласта.
	во 5

	9.9. СКИН-ЭФФЕКТ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ Каракас и Тарик (1988 г.) разработали способ расчета скин-эффекта, возникающего при наличии перфорации. Он является сложным и включает в себя эффект потока на плоскости Sh, эф­фект вертикальной сходимости SD, а также скважинный эффект
	wb Отсюда p = Sh+Sv-Swb. Псевдоскин-фактор Sh определяется по формуле		(9.8) (9.9)
	где rw - радиус скважины, rw'(Q) - эффективный радиус сква­жины, зависит от угла расположения 0,
			(9.10)
	где 1Р — глубина перфорации, а ае — переменная, которую можно получить из табл. 9.5. Вертикальный псевдоскин-фактор Sv можно рассчитать по­сле определения некоторых безразмерных переменных:
		(9.11)
	где h — расстояние между перфорационными отверстиями, ко­торое обратно пропорционально плотности перфорирования; kh и kv — горизонтальная и вертикальная проницаемости соответст­венно;
	Таблица 9.5 Зависимость а9 от расположения перфорационных отверстий
	Расположение перфорацион- «9 ных отверстии,градус 360 0,250 180 0,500 120 0,648 90 0,726 60 0,813 45 0,860
	во 6

	2ft	(9.12)
	где <2перф — диаметр перфорационного отверстия; rwD = гю/(ур + rw)'	(9.13)
	Тогда вертикальный псевдоскин-эффект определяется по формуле
	S = 10eu6~V °o lu nD ' pD' где a = a1logrpD +a2;	(9.14) (9.15) (9.16)
	Значения постоянных аг, а2, Ъх и &2 приведены в табл. 9.6 в зависимости от угла расположения 0. И, наконец, скин-эффект скважины Swb может быть пример­но определен из уравнения
	(9.17)
	а значения постоянных сх и с2 находят из табл. 9.7. Таблица 9.6 Коэффициенты вертикального скин-эффекта
	в, градус «1 а2 &i Ьг 360 -2,091 0,0453 5,1313 1,8672 180 -2,025 0,0943 3,0373 1,8115 120 -2,018 0,0634 1,6136 1,7770 90 -1,905 0,1038 1,5674 1,6935 60 -1,898 0,1023 1,3654 1,6490 45 -1,788 0,2398 1,1915 1,6392
	Таблица 9.7 Значения переменных с1яс2
	Расположение перфорацион- ных отверстии,градус 360 1,6 2,675 180 2,6 4,532 120 6,6 5,320 90 1,9 6,155 60 3,0 7,509 45 4,6 8,791
	во 7

	Пример 1. Пусть rw = 0,124 м, I = 0,203 м, h = 0,101 м; kh/kv = 3; rneni) = = 0,006ми9=90°. Из уравнений (9.10) и табл. 9.5 г„ (9) = 0,238ми, таким образом, из уравне­ния (9.9) Sh = -0,65. Из уравнений (9.11), (9.12) и (9.13) безразмерные перемен­ные hD, r^ и rwD равны соответственно 0,86, 0,05 и 0,38. Из уравнения (9.15) и табл. 9.6 а =2,58 и из уравнения (9.16) и табл. 9.6 Ъ = 1,73. Тогда из уравнения (9.14)SU =1,9. И, наконец, из уравнения (9.17) и табл. 9.7 5^ =0,02. Общий скин-эффект перфорирования получен из уравнения (9.8) и в данном случае составляет +1,3. Рассмотрим сочетание скин-эффекта повреждения и скин-эффекта перфорирования. Каракас и Тарик (1988) показали, что скин-эффект повреждения и скин-эффект перфорирования могут быть определены приближением когда перфорационные каналы заканчиваются внутри повреж­денной зоны (1р <1а).В уравнении (9.18) rs — радиус поврежден­ной зоны и (Sa)0 — эквивалентный скин-эффект в необсаженной скважине. Пример2. Если 1р = 0,366 м (rs = 0,489 м), а коэффициент снижения прони­цаемости (k/ks) = 5, тогда из уравнения (9.18) и в соответствии со скин-эффектом, рассчитанным выше, (SD)p =12. Каракас и Тарик (1988) также показали, что скин-эффект поврежденной зоны для перфорационных каналов, оканчивающихся снаружи поврежденной зоны, может быть определен приближением (Sa)p=Sp- Sp,                                                                                            (9.19) где Sp - скин-эффект перфорации при видоизмененных длине перфорации I p и радиусе г„, определяемых по уравнениям l'p=lp-\l-^-)la,                                                                     (9.20)
	Величины I p и х^ применяются вместо 1р и rw для расчета Sp. Если в предыдущем примере 1а= 0,122 м, тогда видоизме­ненные длина 1р и радиус г^ равны 0,116 и 0,221 м соответст­венно. Затем, из уравнения (9.19) значение (Sa)p = 1, что намно­го ниже значения, рассчитанного для случая, когда длина по­врежденной зоны превышает длину перфораций.

	9.10. ВЛИЯНИЕ ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА КАЧЕСТВО ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В Российской Федерации более 90 % объемов работ по вто­ричному вскрытию проводится путем кумулятивной перфора­ции в условиях превышения забойным давлением пластового. При этом по действующим в настоящее время единым техниче­ским правилам ведения буровых работ требуется заполнять эксплуатационную колонну буровым раствором, применяемым при первичном вскрытии пластов. За рубежом отказались от проведения перфорационных ра­бот в среде бурового раствора и используют для этих целей спе­циальные жидкости для перфорации без твердой фазы или со­держащие кислоторастворимые наполнители. В отечественной практике аналогичные способы ведения ра­бот пока не нашли широкого применения по различным причи­нам. Однако их применение необходимо. Перед перфорацией при депрессии башмак НКТ или НКТ с перфоратором ПНКТ спускают до такой глубины, чтобы была обеспечена надежность замены жидкости в интервале перфора­ции и выше него на 100—150 м на перфорационную жидкость (ИЭР, нефть, дизельное топливо, РНО, водный раствор сульфо-нола, полимерный раствор, водные растворы хлоридов и бро­мидов Na, К, Са, Zn и др., пластовая вода). Затем перфоратор ПНКТ или башмак НКТ устанавливают в необходимое положе­ние и приступают к созданию депрессии (замещают жидкость скважины на нефть, дизельное топливо, пену, техническую во­ду, облегченные растворы без твердой фазы). Для перфорации при репрессии на пласт скважину (либо зо­ну интервала перфорации и на 100—150 м выше нее) следует заполнить перфорационной жидкостью, не содержащей твер­дой фазы. Наиболее благоприятные условия перфорации при репрессии обеспечивают перфорационные жидкости на углево­дородной основе (нефть, конденсат, дизельное топливо, ИЭР, ИБР). Эти жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюидами. Сохранение кол лекторских свойств продуктивных пластов отмечается при использовании в качестве жидкостей перфорации пластовых вод и водных растворов хлористого кальция, хлористого калия, бромистого калия, бромистого цинка. Общие требования ко всем перфорационным и рабочим жид­костям гидропескоструйной перфорации следующие: во 9

	жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюида­ми и не вызывать набухания глин, осадкообразования и образо­вания эмульсии; жидкости должны быть технологичными с точки зрения легкости их приготовления, хранения, использования; коррозионная активность жидкостей не должна превышать допустимой величины; жидкости должны быть совместимы с буровым раствором или жидкостями, заполняющими скважину; жидкости не должны загрязнять окружающую среду; жидкости и условия их применения должны отвечать требо­ваниям пожаровзрывобезопасности, а также безопасности лю­дей, выполняющих работу с этими жидкостями; жидкости должны обеспечивать свободный доступ перфора­торов к интервалу перфорации. Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависи­мости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, величины пластового давления и типа бу­рового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследова­ния на совместимость перфорационной жидкости с породой пла­ста, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пласто­выми флюидами. При любой категории пород и любом пласто­вом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов (из-вестково-битумных, инвертных, эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только уг­леводородные жидкости без твердой фазы. Если возникает не­обходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми утяжелителями (СаСО8, FeCO8). При нормальных и аномально высоких пласто­вых давлениях, если продуктивные породы вскрывались рас­творами на водной основе, то в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточно­го забойного давления, то выше интервала перфорации закачи­вают буровой раствор, применявшийся при первичном вскры­тии, с разделительной буферной пачкой. Технология вторичного вскрытия пластов путем кумуля­тивной перфорации в настоящее время прошла три этапа разви­тия. 61 О

	На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные отечественных и зарубежных исследований свидетельствуют, что в этих условиях происхо­дит кольматация глинистыми частицами перфорационных ка­налов, в результате чего их пропускная способность снижается в 2 раза и более. К сожалению, такая технология применяется на многих месторождениях и сейчас. Второй этап развития технологии вторичного вскрытия ха­рактеризуется использованием в качестве перфорационной сре­ды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидко­стей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные солевые растворы, растворы на углеводо­родной основе (РУО) и некоторые другие. Применение специальных жидкостей при вторичном вскры­тии пластов дает более высокий эффект по сравнению с перфо­рацией в среде бурового (глинистого) раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта коллектора взвешенными частицами, попадающими в жидкость в процессе ее приготов­ления, транспортировки и закачки в скважину. Об этом нагляд­но свидетельствуют данные зарубежных исследований, пред­ставленные на рис. 9.7, из которых видно, что при концентра­ции твердых частиц в перфорационных жидкостях 485 мг/л резко ухудшаются коллекторские свойства пород. Вследствие этого дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов потребовало решения вопросов глубокой очи­стки перфорационных жидкостей от взвешенных частиц. В ре­зультате в зарубежной практике получила распространение технология вторичного вскрытия, которую можно считать тре­тьим этапом ее развития. Отличительной особенностью этой технологии является проведение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц в перфо­рационной среде. Новая технология предусматривает замещение бурового рас­твора в скважине перфорационными жидкостями без твердой фазы в несколько этапов: замена бурового раствора в эксплуатационной колонне водой; отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и ПАВ по замкну­тому циклу емкость — насос — фильтр, а для удаления вымывае­мых твердых частиц — скважина — емкость; замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкос­тью. Для удаления из воды вымываемых твердых частиц и пер­форационных жидкостей используют фильтры различных кон- 61 1

	Апр, мкм2 10°
	Рис. 9.7. Снижение проницаемости керна в результате фильтрации воды с различной концентрацией твердой фазы в зависимости от отношения объе­ма воды FB к объему порового пространства керна Vn. Номер кривой на рисунке............ 12 3 4 5 6         7 8 9 Концентрация твердой фазы, мг/л................. 2 2,5 14 26 48 50 84 110 485
	струкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде плас­тин, заполненные кварцевым песком и др. Другим важным вопросом, определяющим состояние ПЗП при вскрытии пластов путем перфорации, является выбор типа специальных жидкостей для конкретных геолого-технических условий. В процессе вторичного вскрытия под действием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважины в пласт, что может существенно ухудшить его про­ницаемость вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата специальных жидкос­тей. Важное практическое значение при определении затрат вре­мени и средств на проведение работ по вторичному вскрытию пластов имеет степень заполнения эксплуатационной колонны перфорационной жидкостью. 61 2

	По этому критерию выделяются две известные технологии вторичного вскрытия пластов. Первой предусматривается заполнение специальной жидко­стью всего ствола скважины. Для ее реализации приходится заготавливать до 50-60 м8 перфорационной жидкости на сква-жино-операцию. Значительные затраты, связанные с приготов­лением, транспортировкой, хранением или утилизацией боль­ших объемов перфорационной жидкости, сдерживают широкое применение этой технологии в отечественной практике. Перспективным следует считать вторую технологию, преду­сматривающую закачку порции перфорационной жидкости в зону перфорации. При такой технологии перфорационной жид­костью заполняются, как правило, только 100—300 м нижней части ствола скважины. Для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуа­тационной колонны заполняется буровым раствором или другой жидкостью соответствующей плотности. За счет многократного уменьшения объема используемой перфорационной жидкости затраты на реализацию этой технологии значительно ниже по сравнению с первой. Однако при порционной закачке специальная жидкость за­грязняется и смешивается с буровым раствором, заполняющим скважину. Последнее обстоятельство сводит на нет целесооб­разность применения этой жидкости. Поэтому технология вто­ричного вскрытия с порционной закачкой жидкости специаль­ной плотности в зону перфорации требует использования бу­ферных разделителей, которые должны выполнять следующие функции: предотвращать смешение в скважине перфорационной среды и бурового раствора в течение нескольких суток при многократ­ных спусках перфораторов, геофизических приборов и др.; обеспечивать свободное прохождение всех приборов до забоя скважины; при контакте с перфорационной жидкостью не ухудшать ее свойств в результате загрязнения собственными компонентами. Известные буферные жидкости предназначены в основном для использования при креплении скважин. Некоторые из них, такие, как водные растворы ПАВ или полимеров, рекомендует­ся использовать в качестве буферных разделителей при вторич­ном вскрытии пластов.

	9.11. ВЫБОР ТИПА ПЕРФОРАЦИОНОЙ ЖИДКОСТИ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, оп­ределяющими требования к фильтрату бурового раствора на ста­дии первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия. Новая методика включает следующие операции: 1)  определение начальной нефтепроницаемости керна k0 по установившемуся перепаду давления Лр0 при фильтрации неф­ти с постоянным расходом; 2)  моделирование стадии первичного вскрытия; обработка керна фильтратом бурового раствора в количестве, соответст­вующем не менее пяти объемов порового пространства; 3)  моделирование стадии вторичного вскрытия; обработка керна перфорационной жидкостью в количестве, соответству­ющем не менее пяти объемов порового пространства; 4)  моделирование начальной стадии освоения; вытеснение перфорационной жидкости из керна в обратном направлении фильтратом бурового раствора; 5)  моделирование конечной стадии освоения; вытеснение фильтрата бурового раствора нефтью до получения постоянного перепада давления, по которому определяют конечную нефте-проницаемость керна кх и коэффициент р = kx /k0. В процессе вытеснения фильтрата регистрируют изменение относительного перепада давления на керне (Дрт/Др0) в зависи­мости от отношения объема профильтрованных жидкостей к объему порового пространства (Vx/Vn). Функция ApJAp0 = = f(VM/Vn) позволяет качественно оценить значение депрессий, необходимое для вызова притока пластового флюида, т.е. сте­пень сложности освоения скважины. По этой методике исследовано влияние на коллектор основ­ных типов перфорационных жидкостей на водной и углеводо­родной основе. Опыты проводились с использованием естест­венных кернов, представленных песчаниками каменноуголь­ных отложений, входящих в разрез Днепровско-Донецкой впа­дины, длиной 5 см и проницаемостью 0,1—0,3 мкм2. Образцы пород экстрагировались с последующим насыщением модели нефтью (80 %) и пластовой водой (20 %). Результаты экспериментов показали, что эффективность применения специальных жидкостей в значительной степени зависит от условий первичного вскрытия пластов (табл. 9.8). 61 4

	Таблица 9.8 Эффективность применения специальных жидкостей
	Состав фильтрата, попадающего в керн, при вскрытии		Температу­ра прове­дения опы­та, °С
	первичном	вторичном
	С учетом условий первичного вскрытия
	Э,3% -ный водный 20% -ный водный 20 0,62 раствор КМЦ-600 раствор CaCl 2 Тоже Тоже 80 0,58 Фильтрат ИЭР 20 0,39 Тоже 80 0,34 0,5% -ный раствор 20% -ный водный 20 0,48 эмультала в дизель- раствор CaCl 2 ном топливе Тоже Тоже 80 0,44 " Фильтрат ИЭР 20 0,78 Тоже 80 0,73
	Без учета условий первичного вскрытия
	20% -ный водный раствор CaCl 2 Фильтрат ИЭР		20 20	0,72 0,90
	Если при разбуривании пластов использовался раствор на вод­ной основе, то применение при перфорации раствора СаС12 обес­печивает коэффициент р = 0,58, в то время как инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР) позволяет получить р = 0,34. Эксперименты показали, что при прочих равных условиях минимальное загрязнение коллектора достигается в случае ис­пользования при первичном вскрытии и перфорации растворов с аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффектив­ности применения различных специальных жидкостей на вод­ной основе при перфорации показывает, что полимерные рас­творы уступают чистым солевым растворам как по степени сложности вытеснения фильтратов, так и по значению коэффи­циента р. Следовательно, к наиболее перспективным перфорационным жидкостям в условиях первичного вскрытия пластов с исполь­зованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na+, K+ и Са2+. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1,40 г/см8 целесообразно ис­пользовать хлорид кальция, а для получения более тяжелой — бромид кальция. При реализации высокоэкономичного варианта технологии вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной жидкости в зону перфорации одним из главных вопросов явля­ется выбор буферного разделителя. В этих условиях буфер
	61 5

	должен предотвратить смешение перфорационной среды и бу­рового раствора как в процессе закачки в скважину, так и в те­чение последующих нескольких суток при многократных спус­ках перфораторов, геофизических приборов и др. Задача эта чрезвычайно сложна, так как связана с необходимостью выпол­нения взаимоисключающих требований. С одной стороны, для надежного разобщения систем необходимо создать прочную структуру в буферном разделителе; с другой - показатели структурных свойств буферного раствора должны быть такими, чтобы обеспечивалось свободное прохождение перфоратора. При использовании водных растворов в качестве буферных разделителей возможно разделение перфорационной жидкости и бурового раствора в процессе последовательного их течения в колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязне­ние жидкости полимерами, которые отрицательно влияют на фильтрационные свойства коллектора. Предотвратить этот про­цесс, а также надежно изолировать жидкость можно при ис­пользовании в качестве буферного разделителя инвертной эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного растворения жидкостей не происходит, что предотвращает за­грязнение специальных жидкостей (СЖ) компонентами буфер­ного разделителя. Следовательно, можно рекомендовать для изоляции порции солевого раствора при вторичном вскрытии пластов использо­вать в качестве буферной жидкости инвертные эмульсии с по­вышенным содержанием водного компонента до 60—70 %. Не­обходимая термостабильность таких систем достигается за счет выбора соответствующего типа эмульгатора. При забойных температурах до 90 °С в качестве последнего может применять­ся широко используемый в нефтяной промышленности эмуль-тал. Плотность инвертных эмульсий можно регулировать путем использования в качестве водного компонента солевых раство­ров необходимой концентрации. Повышение плотности эмуль­сии более 1,20 г/см8 достигается за счет применения твердых утяжелителей, например мела или барита.
	9.12. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ Без тщательной очистки перфорационной жидкости от взвешенных частиц нельзя считать проблему качественно­го вскрытия пластов решенной. Однако, как показывает 61 6

	зарубежный опыт, очистка жидкости с применением фильт­ров сложна и очень трудоемка. В различных отраслях промыш­ленности практикуется удаление взвесей из воды путем осаж­дения их с помощью коагулянтов и флокулянтов. Как правило, этот метод применяется при осветлении слоев небольшой тол­щины. Технологическая схема очистки порции перфорационной жидкости (солевого раствора) в скважине включает следующие этапы: обработка перфорационной жидкости флокулянтом на по­верхности; доставка жидкости в зону перфорации с изоляцией от буро­вого раствора буферным разделителем; отстаивание жидкости на забое для осаждения взвешенных частиц в зумпф. Метод отстаивания широко применяется для очистки сточ­ных вод при комплексной обработке их коагулянтом и флоку­лянтом. Оптимальные условия для очистки перфорационной среды методом отстаивания достигаются при вводе в состав солевого раствора катионов кальция и обработке его 0,005-0,007 % ПАА. Процесс осветления столба солевого раствора высотой 300 м по продолжительности не превышает подготовительных работ к перфорации и, следовательно, не требует дополнитель­ных затрат времени. Таким образом, при разработанной методике очистки порции солевого раствора на забое скважины достигается высокая сте­пень удаления взвешенных частиц и в отличие от способов очи­стки перфорационной жидкости, применяемых за рубежом, практически не создаются дополнительные задержки в процес­се вторичного вскрытия пластов.
	9.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ПЕРФОРАЦИИ В СРЕДЕ ОЧИЩЕННОГО СОЛЕВОГО РАСТВОРА На основе проведенного комплекса исследований разработа­на технология вторичного вскрытия пластов, предусматрива­ющая заполнение зоны перфорации водным солевым раство­ром, содержащим катионы кальция и флокулянт, разделение его с буровым раствором порцией инвертной эмульсии, очистку перфорационной среды от твердой фазы методом отстаивания на 619

	забое и проведение работ по перфорации колонны. На подгото­вительном этапе реализации технологии выбираются типы и объемы жидкостей для заполнения скважины. 9.13.1. СИСТЕМЫ ДЛЯ ЗАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИНЫ В качестве жидкости для заполнения верхней части ствола скважины используется буровой раствор, применяемый при первичном вскрытии продуктивных пластов. Такой раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью (БЖ), что может затруд­нить прохождение перфораторов. Дополнительная обработка бурового раствора до требуемых показателей технологических свойств осуществляется перед началом работ по закачке в скважину перфорационной жидкости. Ниже бурового раствора располагается порция буферной жидкости — разделителя (рис. 9.8). Для предотвращения перемещений жидкостей под дейст­вием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность рас­творов, заполняющих скважину, возрастала в направлении сверху вниз не менее чем на 0,20-0,40 г/см8. Данные о рецептурах и показателях технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. 9.9. В качестве водного компонента инвертной эмульсии целесо­образно использовать солевой раствор того же типа, которым заполняется зона перфорации. Плотность водного компонента рв определяют исходя из необходимой плотности буферной жид­кости р6 ж при заданном значении водосодосодержания В эмуль­сии:
	где ру — плотность углеводородного компонента инвертной эмульсии. Выбор значений Вир, должен, по возможности, исключить или свести к минимуму применение утяжелителя для дости­жения нужной плотности БЖ. Объем буферной жидкости опре­деляют из расчета на заполнение 100-150 м ствола скважины. Ниже буферного разделителя располагается перфорацион­ная жидкость — перфорационная среда. Солевой раствор, при­меняемый в качестве перфорационной среды, должен содер­жать не менее 2 г/л катионов Са2+ (коагулянт) и 0,005-0,007 % 620

	Раствор для продавливания
	БЖ
	+
	СЖ
	Рис. 9.8. Технологическая схема порционной закачки СЖ в зону перфорации с отделением от раствора в скважине буфе рной жидкостью: 1 — цементировочный агрегат; 2 — мерные емкости; 3 — емкость для затворения соли; 4 — эксплуатационная колонна; 5 — колонна НКТ
	ПАА(флокулянт). Объем порции солевого раствора рекоменду­ется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, расположенного на 50—100 м выше верх­них перфорационных отверстий. Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиноме­шалке или в мерных емкостях цементировочного агрегата (ЦА). В последнем случае для затворения соли используется допол­нительная емкость вместимостью 0,5—1 м8. Приготавливать перфорационную жидкость и инертную эмульсию наиболее ра­ционально централизованно, на специальном пункте, с достав-
	621

	ТаблицаЭ.9
	Но- Компоненты буферной жидкости Контролируемые показатели свойств Максималь- мер ре­цеп­туры Наименование Объемная доля,% Плотность, г/см3 Условная вязкость, с Статическое напряжение сдвига через 1/10 мин, дПа Напряжение электропро­боя, В ная темпера­тура приме­нения, °С 1 2 3 Дизельное топли­во Эмультал Пресная вода Дизельное топли­во Эмультал Водный раствор CaCIJ Нефть сырая Эмультал Водный раствор CaCIJ Дизельное топли­во Эмульгатор "Нефтехим" Водный раствор CaCIJ 23-28 2 60-70 28-38 2 60-70 38 2 60 27-37 3 60-70 0,92-0,94 0,96-1,20 0,96-1,16 0,96-1,20 100-150 120-180 130-135 110-170 15-35/20-55 15-40/25-70 18-20/30-35 15-35/20-60 140-180 150-200 180-250 250-350 90 90 90 150
	* Значение р = 1020+1380 кг/см3.

	кой на буровую с помощью автоцистерн. Обработка солевого раствора флокулянтом (ПАА), а также добавление при необхо­димости коагулянта (СаС12) осуществляется непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по за­мкнутому циклу в течение 15—30 мин. 9.13.2. ЗАКАЧКА ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНУ Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора по­сле опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обвязывают ее с ЦА. Одна мерная емкость ЦА заполняется буферным раздели­телем, а другая - солевым раствором. Закачка жидкостей базируется на принципе баланса давле­ний в колонне НКТ и затрубном пространстве и осуществляется в определенной последовательности (см. рис. 9.8): буферный разделитель объемом Vx, обеспечивающем запол­нение кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ на заданную высоту Н; солевой раствор в расчетном объеме; буферный разделитель объемом V2, достаточном для запол­нения колонны НКТ в интервале высотой Н; продавочная жидкость (того же типа, что и заполняющий скважину раствор) в количестве, обеспечивающем доставку перфорационной жидкости в зону перфорации. Расчет объемов первой и второй порций буферного раздели­теля производится по следующим формулам: Vt = 0,785(Д2 - Д2)Я;                                                          (9.23) V2 = 0,785£>|Я,                                                                    (9.24) где -Dj — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; D2, Da — соответственно наружный и внутренний диаметры НКТ. Если в скважине перед закачкой перфорационной жидкости находилась вода, а для создания необходимой репрессии на пласт требуется более тяжелая жидкость, то в этом случае по­сле завершения продавливания колонну НКТ поднимают до верхней границы буферного разделителя с последующей заме­ной воды буровым раствором. Минимальный разрыв во времени между закачкой СЖ и на­чалом перфорации определяется продолжительностью осажде­ния взвешенных частиц из зоны перфорации в зумпф. Как пра­вило, это время меньше продолжительности подъема колонны 623

	НКТ и установки на устье скважины перфорационной задвиж­ки. Дальнейшие работы по перфорации и освоению скважины проводятся в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
	9.14. ПЕРФОРАЦИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ При простреливании обсадных колонн и цементного кольца в последнем возникают напряжения как за счет взрывной волны, так и за счет прохождения пули или кумулятивной струи. Эф­фективность перфорации в цементном кольце зависит от многих факторов. При прочих равных условиях глубина пробитого ка­нала зависит от плотности преграды, степени насыщения водой и ее механических свойств (предела прочности, пластичности, сопротивляемости кратковременным нагрузкам, сжимаемости и пр.). Однако значения прочности, определенные при статиче­ском приложении нагрузки, не могут полностью характеризо­вать сопротивляемость породы разрушению, так как при взры­ве большую роль играют динамические нагрузки. Обследование интервала перфорации в скважинах и на стен­дах с помощью фотоаппаратов и другими методами выявило на­личие трещин различных размеров в теле трубы. В отдельных случаях при промывке скважин после перфорации наблюдается вынос обломков цементного камня и породы. Деформация це­ментного камня сопровождается его растрескиванием и нару­шением контакта с обсадной колонной. С уменьшением механической прочности образцов как при пулевой, так и при кумулятивной перфорации диаметр отвер­стия возрастал (особенно при кумулятивной), а поверхность ка­нала становилась менее ровной. С увеличением температуры до 75 °С как при пулевой, так и при кумулятивной перфорации каналы имели более правиль­ную форму, что объясняется увеличением механической проч­ности образцов. Трещин не было. При температуре 110 °С и давлении 10 МПа пределы прочно­сти образцов на изгиб изменялись от 2,72 через 3 ч до 4,6 МПа через 96 ч. При давлении 10 МПа и температуре 140 °С пределы прочности на изгиб и сжатие снижались от 3,08 соответственно и 6,42 МПа через 3 ч до 1,65 и 3,85 МПа через 96 ч. Образцы, твердевшие при более высоких температурах, отличались более рыхлой структурой. При кумулятивной перфорации образцы, твердевшие при температуре 110 °С, имели примерно одинако- 624

	вые отверстия и характер их поверхности. Образцы, твердев­шие при более высоких температурах (140 и 200 °С) и давлении 10 МПа, в связи с тем, что цементный камень имел меньшую прочность, сильно разрушились, причем при принятых разме­рах образцов происходило "выдувание" цементного камня. Во всех случаях на образцах или уцелевших кусках трещинообра-зований не отмечалось. С увеличением диаметра образцов до 200 мм при простреливании их результаты остались теми же. С увеличением механической прочности цементного камня снижается глубина проникновения пуль при перфорации ССП-4 1/4". При наличии 10-мм стальной пластины пулевой перфо­ратор может эффективно пробить цементный камень на глубину 100 мм с прочностью на изгиб 6,0-7,0 МПа. В связи с загряз­ненностью продуктивных горизонтов практически трудно до­биться эффективного сообщения их со скважиной с помощью указанного перфоратора. При высоких механических прочностях цементного камня не всегда обеспечивается сообщение между пластом и скважи­ной. Температура и давление практически влияют на поведение цементного камня при перфорации лишь постольку, поскольку они изменяют его механические показатели. Снижение послед­них приводит к увеличению диаметра отверстия и глубины про­стрела. Портландцементный и шлаковый камни, сформированные в скважине (t = 140 °С, р = 45,0 МПа) между концентрически расположенными трубами при перфорации не растрескивались. Растрескиваний трубы в этих зонах также не наблюдалось, за исключением лишь тех случаев, когда перфорационные от­верстия располагались очень близко друг к другу. В скважине, где буровой раствор вытесняется не полностью, и он (либо обезвоженная глинистая корка) располагается меж­ду цементным камнем и стенкой скважины, цементный камень при перфорации растрескивается и дезинтегрирует, тогда как при сплошном заполнении кольцевого пространства разделения цементного камня на куски не происходит.