Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное\
\Справочник специалиста

14       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 (BHK), 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 случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

 

14.1.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 (HKT), ПР, ПРК и КПРУ, спускаемыми через HKT. 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 HKT 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^о) 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, BHK);

-          при заполнении интервала перфорации глинистым буровым раствором;

-          при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (углекислый газ, сероводород), из-за возможных утечек в лубрикаторе;

-          при вскрытии пластов на депрессии в скважину обязательно должны быть спущены насосно-компрессорные трубы, 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 (BHK, 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.

Перед проведением перфорации в скважину спускают HKT с промывкой до искусственного забоя. Через HKT 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).

В зонах BHK и ГНК перфорацию выполнять одним спуском перфоратора.

В подавляющем большинстве случаев все виды перфорационных работ в скважинах производятся при репрессии (Δ р_р) на продуктивный пласт. Известно, что при репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной (толщиной до 5-1,5 мм) и инфильтрационной (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.

 

14.2.КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

      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, поэтому 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 перфораторы ПК105ДУ, ШВЭДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО - перфораторы ПКО98, ПКО73.

      Бескорпусные кумулятивные  перфораторы  зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорить проведение прострелочно-взрывных работ, так как вскрываемая за один спуск перфоратора толщина пласта может достигать 30 м. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно производить вскрытие при спуске их внутри насосно-компрессорных труб. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно выше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, 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, получаемые 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. 14.1, пробивная способность перфораторов представлена на рис. 14.2.

 

Рис. 14.1. 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; ν — скорость пули на выходе из ствола

 

 

Рис. 14.2. Пробивная способность перфораторов (труба толщиной 10 мм из стали группы прочности Д, цементное кольцо за 25-мм колонной с σ_сж = 20 МПа, предел прочности породы на сжатие σ_сж = 45 МПа при температуре 20 ⁰C и всестороннем давлении 30 МПа): 

 I — обсадная труба; II— цементное кольцо; III — порода

 

 

 

14.3.ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

      Образование канала в преграде при этом способе перфорации осуществляется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, выходящей из насадки, а также 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 механоактивационные 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 м³, 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.

 

14.4.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 :

где с₁ — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта; с₂ — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия продуктивного пласта.

Коэффициент с₁, определяется степенью вскрытия продуктивного пласта, а коэффициент с₂ зависит от длины l_к и диаметра d_к перфорационных каналов и плотности перфорации л. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов на электролитических моделях, или по формулам, полученным математической обработкой экспериментальных данных.

      В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфорационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться перфорационная жидкость. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него. Кроме того, при воздействии взрывных нагрузок на призабойную зону через перфорационные каналы в пласте могут происходить следующие механоактивационные процессы: испускание электронов (механоэмиссия), свечение (механолюминесценция), протекание на поверхности химических реакций (механохимия), излучение звука (акустоэмиссия), пьезоэффект и др.

      Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раз была боль­ше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Поскольку радиус зо­ны проникновения обычно превышает 500 мм, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200 — 300 мм, то выпол­нить указанное условие на данном уровне развития техники кумулятивной перфорации как правило не удается.

      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 для нефтяных фонтанных скважин процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока нефти или газа из пласта в сква­жину.

 

14.5.ВЫБОР ПЛОТНОСТИ 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 фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, уплотненностью, расстоянием от ГНК, ВНК и соседних пластов и методов перфорации.

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. 14.1).

Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, не ре­комендуемые по следующим причинам:

-          неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого распо­ложения ВНК и (или) ГНК;

-          недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (табл. 14.2.);

-          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. 14.1);

-          при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюидами, перфора­ция обычными перфораторами может проводиться только при репрессии;

-          для многих типов перфораторов имеется минимальное гидростатическое давление, начиная с которого они могут быть применены;

-          перфораторы типа ПНКТ не могут быть применены в случае выноса из пласта больших объемов породы и твердой фазы бурового раствора;

-          наращивание плотности перфорации, очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) при использовании перфораторов типа ПНКТ требуют полного подъе­ма НКТ вместе с корпусом перфоратора;

-          в скважинах с большим 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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Основные технические характеристики стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов

Таблица 14.1.

 

Параметры	Кумулятивные перфораторы								Пулевые перфо­раторы ПВКТ70, ПВТ73
	Корпусные					Бескорпусные
	ПК85ДУ, ПК105ДУ	ПК80Н, ПК95Н	ПНКТ73, ПНКТ89	ПКО73, ПК089	ПКОТ73, ПКОТ89	ПКСУЛ80, ПКСУЛ80-1, ПКС105У	ПР43, ПР54	КПРУ65
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Максимальное гидростатическое давление, МПа	80	120	100	45(сталь Е") 70	120(сталь Е")	50; 80	80	80	100
Максимальная       температура, °С	180; 200	200	170	180; 200	180; 200	100; 150	150	150	200
Минимальное    гидростатическое давление в скважине, МПа	—	—	10	20(ЗПКО73) 10(ЗПКО73Е) 20(ЗПКО89) 10(ЗПКО89Е)	40 50	10 10	—	—	—
Минимальный   внутренний обсадной	98	96	96	96	96	96	50	-	-
обсадной   колонны (или НКТ для малогабаритных перфораторов), мм	118	118	118	118	118	118	62	76	98
Число   труб    в   интервале перфорации, шт	1 1-2	1-3	1-3	1-3	1-3	1-3	1 1-2	1-2	1-3
Репрессия (" + ")	+		+	+	+	+	—	—	+
Депрессия (" — ")							+	+
Максимальное число зарядов,     отстреливаемых     на 1 спуск, шт	20	20	250*	60(100°С) 20(100 °С)* 45(100 °С)* 15(100 °С)	40(100°С) 20(100°С)* 30(Т100°С)* 15(Т 100 °С)	100	100	300	12 10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Максимальная     плотность за спуск, отверстие / м	12	12	6	10 6(ЗПК089) *10(ЗПКОО89Е)	10	6 11 10	10	8	2
Полная   длина**   канала   в комбинированной мишени при твердости породы (не менее) 700 МПа, мм	95 145	185 255	155 250	155 250	155 250	165 165 275	120 120	200	120
Средний   диаметр   канала, мм (не менее), при твердости породы 700 МПа	3 8,5	10 20	11 12	11 12	11 12	8 8 12	8 10	9	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

 

Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру

Таблица 14.2.

Тип перфоратора	Диаметр или поперечный габаритный размер пер­форатора, мм	Плотность жидкости в скважине, г/см3	Минимальный зазор, 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	43-54	<1,0	7-8
КПРУ		>1,0	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	10

 

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 —6,0мм.