Розкриття продуктивного пласта перфорацією

Перфорація – це процес утворення каналів в обсадній колоні труб, цементному камені та породі з метою створення гідродинамічного зв’язку свердловини з пластом.

Розрізняють стріляючі та гідропіскоструминну (абразивну) перфорації, а також механічні способи розкриття продуктивного пласта.

Інтервали перфорації продуктивних пластів визначають геологічна служба і служба розробки родовищ нафтогазовидобувного підприємства після отримання результатів інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень фактичного розрізу даної свердловини.

Способи перфорації і порядок проведення робіт визначаються “Інструкцією з прострільних і підривних робіт у свердловинах”, “Інструкцією з гідропіскоструминного методу перфорації і розкриття пласта”, “Єдиними правилами безпеки при підривних роботах”, вимогами нормативно-правового акту з охорони праці НПАОП 0.00-1.17-92.

Спосіб, тип і щільність перфорації та технологія її проведення повинні вибиратись із урахуванням геолого-промислової характеристики об’єктів, забезпечувати найвищу гідрогазодинамічну досконалість привибійної зони і не призводити до порушення міцності обсадних труб і цементного кільця за межею інтервалу перфорації, що може спричинити перетікання рідини і газу між горизонтами.

Розкриття продуктивних пластів стріляючою перфорацією (вторинне розкриття) повинно здійснюватися спеціалізованими геофізичними організаціями, які мають дозвіл (ліцензію) на проведення таких робіт (див. промислову геофізику).

За принципом дії застосовуваних апаратів (перфораторів) стріляючу перфорацію поділяють на кулеву, кумулятивну та торпедну. Стріляючі перфоратори опускають у свердловину або на геофізичному кабелі і приводять у дію посиланням із поверхні Землі імпульсу електричного струму, або на НКТ і приводять в дію механічним способом – скиданням в НКТ гумової кулі та проштовхуванням її по трубах потоком рідини.

Під час кулевої перфорації канали утворюють кулями, іноді з розриванням їх у породі. Відомо кулеві перфоратори з горизонтальними та вертикально-криволінійними (типу ПВН, ПВТ, ПВК) стволами. Останніми утворюють за одне опускання 1,5-4 отв./м в інтервалі 3-10 м за довжини каналів 200-365 мм, діаметра 20-25 мм та кута нахилу до осі свердловини близько 60⁰. Пробивна здатність кулі залежить від властивостей металу, із якого вона виготовлена, і від кута між віссю (траєкторією) кулі та твірною обсадної колони. Якщо цей кут менший від 75⁰, пробивна здатність кулі погіршується, а при куті менше від 30⁰ – припиняється повністю. Кулі застрягають у колоні, цементному камені або рикошетом падають на вибій свердловини, а на внутрішній поверхні обсадної колони утворюються задирки.

Основний обсяг перфораційних робіт припадає на кумулятивну перфорацію. Канали утворюють спрямованим струменем розтопленого металу (облицюванням зарядів вибухової речовини) та газів згоряння порохових зарядів. Розрізняють кумулятивні перфоратори корпусні з витягуваним корпусом багаторазового (типу ПК) та одноразового (типу ПКО, ПКОС, ПНКТ) використання, а також безкорпусні, що частково руйнуються (типу ПКС, ПРВ) і повністю руйнуються (типу КПРУ, ПР). Найзастосовуванішими є перфоратори типів ПК і ПКС. Кумулятивними перфораторами можна створити за одне опускання 6-25 отв/м в інтервалі 0,32-50 м за довжини каналів 120-365 мм і діаметра 8-14 мм.

При кулевій і кумулятивній перфорації у стовбурі свердловини виникає високий тиск. Від дії ударної хвилі внаслідок вибуху зарядів в обсадній колоні і цементному кільці виникають порушення, тріщини значної протяжності, погіршується зчеплення цементного каменю із обсадною колоною, що може призвести до позаколонних перетікань флюїдів. Відбувається також ущільнення стінок каналу (чим більший діаметр отвору, тим більше ущільнення), забивання отворів матеріалом облицювального кумулятивного заряду.

Дуже рідко, у випадку безрезультативності інших перфораторів, застосовують торпедну перфорацію, за якої навпроти продуктивного пласта підривають торпеди, що призводить, здебільшого, до розтріскування обсадної колони, цементного кільця за нею і гірської породи. Якщо і після цього не отримано припливу, то цей інтервал перфорації вважається непродуктивним.

Механічні способи вторинного розкриття продуктивного пласта можна реалізувати із застосуванням різальних і свердлильних пристроїв (звідси і назва безперфораторні способи розкриття), які також називають перфораторами.

У 1979 р. був запропонований механічний пристрій різального (накатного) типу, який створює повздовжні щілини в зацементованій обсадній колоні, тобто призначений для механічної щілинної перфорації. Такі гідромеханічні щілинні перфоратори (ПГМЩ) діаметром 114, 120 і 134 мм розроблено для обсадних колон діаметром відповідно 140, 146 і 168 мм. Накатний диск перфоратора виходить за обсадну колону на 15-20 мм, розміри щілини 8 м х 8 мм, тривалість різання 1 м щілини 20 хв., максимальний кут викривлення свердловини 45⁰. Щоб уникнути можливого зім’яття обсадної колони через наявність щілини рекомендується виконувати перфорацію пунктирно (перервно) по 2-3 м через кожні 0,5-1 м.

Свердлильним перфоратором типу ПС-112 пласт розкривають шляхом свердління отворів діаметром 14-16 мм (з 1986 р.). Щільність перфорації змінювалась від 2 до 10 отв./м, найчастіше – 5-10 отв./м. Дев’ять таких отворів рівнозначні по площі поперечного перерізу 30 кумулятивним отворам. Свердлильний перфоратор порівняно із кумулятивним перфоратором ПК-103 не пошкоджує цементного кільця і не порушує його герметичності (відсутнє ударне навантаження), тому нижній отвір перфорації можна максимально наблизити до поточного положення водонафтового контакту.

Підготовку свердловини до стріляючої перфорації здійснює промислова служба.

Перед проведенням перфораційних робіт стовбур свердловини необхідно заповнити спеціальною рідиною перфорації, яка забезпечує максимальне збереження природної проникності і нафтогазонасиченості колекторів, виключає можливість нафтогазопроявлень і не викликає затруднень при освоєнні свердловини (викликанні припливу рідини і газу).

Густина перфораційної рідини повинна визначатися з розрахунку створення стовпом цієї рідини гідростатичного тиску у свердловині, який перевищує пластовий тиск на величину:

а) 10-15% – для свердловин глибиною до 1200 м (для інтервалів від 0 до 1200 м), але не більше 1,5 МПа;

б) 5-15% – для свердловин глибиною до 2500 м (для інтервалів від 1200 до 2500 м), але не більше 2,5 МПа;

в) 4-7% – для свердловин глибиною понад 2500 м (для інтервалів від 2500 м і довибою), але не більше 3,5 МПа;

Перед проведенням перфорації свердловини слід розчистити майданчик біля свердловини, прошаблонувати експлуатаційну колону, встановити на гирлі превенторне устатковання або перфораційну засувку за затвердженою схемою, прокласти відвідні труби від гирла, опресувати обладнання, підготувати свердловинну перфораційну рідину та ін.

Перфораційна засувка повинна мати дистанційне керування штурвалом на відстані від гирла 8-10 м і бути опресована на її робочий тиск до встановлення на свердловину, а після встановлення на гирло повинно бути проведене її опресування на тиск, який становить не менше 110% від очікуваного тиску на гирлі. Тип засувки і тиск опресування повинні бути передбачені в технічному проекті і плані робіт на освоєння свердловини.

При необхідності уточнення фактичного інтервалу перфорації повинен здійснюватись контроль геофізичними методами.

Навколо місць роботи з вибуховими матеріалами і прострільно-вибуховою апаратурою повинні бути виставлені знаки позначення меж небезпечних зон підривних робіт: а) місць спорядження апаратури – радіусом не менше ніж 20 м; б) гирла свердловини – радіусом не менше ніж 50 м.

Вибір перфоратора, методу і технології перфорації залежить від призначення свердловини, мети перфорації, міцності, товщини і типу пласта, стану обсадної колони, розмірів стовбура свердловини, тиску і температури та ін.

Для технолога з видобування нафти, в аспекті перфорації свердловин, важливо дотримуватися трьох основних принципів: а) забезпечити високу гідродинамічну досконалість свердловини; б) зберегти механічну міцність обсадної колони труб і цементного кільця; в) досягти мінімальних витрат засобів та часу. Ці принципи виконуються вибором оптимальної густоти перфорації, належної якості перфораційної рідини, якою заповнюється свердловина, і відповідної технології процесу.

Густоту перфорації потрібно взяти з гідродинамічних міркувань не менше 10-20 отв./м. Порушення механічної міцності колони та цементного кільця настає за густоти перфорації 30-50 отв./м. Практика засвідчує, що зі збільшенням густоти перфорації коефіцієнт досконалості свердловини зростає, сягає максимуму і відтак знижується внаслідок забруднення створених каналів та привибійної зони пласта в процесі повторного вибуху зарядів (для збільшення кількості отворів в одному і тому ж інтервалі) у разі наявності неякісної перфораційної рідини. Кращими перфораційними рідинами є нафта, розчини на її основі, водонафтові емульсії, очищені від твердих частинок сольові розчини та інші. Всі вони не повинні містити механічних, твердих домішок, здатних кольматувати пори.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Привибійна зона пласта	\|	Гідропіскоструминна перфорація

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.015 сек.