Технологія гідропіскоструминної перфорації

Гідропіскоструминна перфорація (ГПП) базується на використанні гідромоніторного і абразивного ефектів високошвидкісних (понад 100 м/с) піщано-рідинних струменів, які витікають із насадок (сопел) перфоратора. Розрізняють т. зв. точкову і щілинну ГПП.

Розглянемо спочатку точкову гідропіскоструминну перфорацію, при якій утворюються “циліндричні” отвори.

Під час ГПП утворюються канали значно більших розмірів (довжина до 0,4 м, середній діаметр вздовж каналу становить приблизно половину довжини), ніж кумулятивні чи кульові канали, не розтріскується цементний камінь за обсадною колоною труб, не ущільнюється порода в зоні перфорації. Проте, внаслідок великої трудомісткості та вартості, ГПП застосовують тільки там, де стріляюча перфорація виявляється неефективною (в розвідувальних свердловинах), а також для підвищення продуктивності експлуатаційних свердловин діянням на привибійну зону пласта (див. нижче).

ГПП продуктивного пласта забезпечує розвантаження напружень у
привибійній зоні (див. вище) і, як наслідок, зростання її проникності, вихід за межі кольматації (глинизації), додаткове вимивання глинистих частинок, збільшення площі фільтрації. При цьому, на відміну від стріляючої перфорації, не виникають різні ударні навантаження на цементний камінь і привибійну зону, на обсадні труби, що може призвести до утворення техногенних тріщин і внаслідок тріщиноутворення до швидкого обводнення свердловин у водонафтових зонах пласта.

Технологія ГПП вміщує такі операції:

а) глушіння (заповнення) свердловини запомповуванням рідини за методом промивання (тільки за наявності розкритих пропластків для створення протитиску на пласт);

б) шаблонування (опускання шаблона певного діаметра і довжини) експлуатаційної колони із наступним прямим промиванням (див. нижче) до вибою;

в) опускання гідропіскоструминного (абразивного) перфоратора у свердловину на НКТ (чи бурильних трубах) за допомогою піднімального устатковання (наприклад, типу А-50М; див. ремонт свердловин) на задану глибину та “прив’язування” геофізичними методами до місця встановлення його (за глибиною залягання до пласта-репера і глибиною розміщення муфти-репера на НКТ з урахуванням видовження труб під час циркуляції рідини);

г) обв’язування гирла свердловини і необхідного наземного обладнання для прямого і зворотного промивання;

ґ) введення (закидування) в НКТ опресувальної кулі, опресування системи маніфольдів і НКТ на 1,5-кратний робочий тиск, вимивання із НКТ опресувальної кулі на поверхню зворотною (по затрубному простору) циркуляцією робочої рідини та оцінку втрат тиску на тертя здійсненням пробного промивання свердловини на режимі перфорації;

д) опускання в НКТ робочої кулі;

е) проведення власне перфорації;

є) піднімання перфоратора на вищезалеглий інтервал (ці дві останні операції багаторазово повторюються) при зниженні тиску на гирлі до атмосферного;

ж) вимивання зворотною циркуляцією робочої кулі із НКТ та зворотне промивання свердловини від піску;

з) піднімання НКТ з перфоратором із свердловини на поверхню, демонтаж наземного обладнання, встановлення експлуатаційного обладнання і пуск свердловини в роботу.

У процесі ГПП зупинка і переривання процесу більш ніж на 15 хв. з яких-небудь технічних причин є недопустимими.

Обв’язки поверхневого обладнання можуть бути або з повторним використанням рідини та піску (закільцьована схема), або зі скиданням (відведенням у сторону) піску, або зі скиданням піску і рідини. Остання схема (рис. 1.20) є найпростішою, а перша – найбільш економічною.

Як робочу рідину використовують технічну воду з ПАР, пластову воду, розчин хлористого кальцію, 5-6% розчин соляної кислоти, розгазовану нафту та ін.

Рідина-пісконосій не повинна погіршувати фільтраційних властивостей пласта, повинна створювати протитиск на пласт.

Пісок повинен бути кварцовий, з вмістом переважно кварцу (понад 50%), фракції 0,5-1,0 мм.

Гідроперфоратор (абразивний перфоратор) типу ПА-6М містить корпус, насадки (сопла) в тримачах і заглушки, хвостовик-перо з центратором і кульові клапани (опресувальний та робочий). Опресувальною кулею перекривається прохідний канал НКТ над перфоратором, а робочою кулею (меншого діаметра) – прохідний канал у нижній частині перфоратора , як це показано на рис. 1.20, щоб забезпечити перетікання піщано-рідинної суспензії (рідини-пісконосія) через сопла перфоратора.

Гідропіскоструминною перфорацією можна створити нормальні (горизонтальні) і похилі (найдоцільніший кут нахилу до осі свердловини 60°) канали, вертикальні і горизонтальні щілини. Густота точкової перфорації часто становить 1-4 отв./м. Проте цього недостатньо. У шаруватих колекторах доцільно створювати 10-20 нормальних і 6-10 похилих каналів чи 18-20 щілин (довжина кожної по 100 мм) на 1 м товщини пласта (див. нижче).

Рис. 1.20 – Технологічна схема гідропіскоструминної перфорації із скиданням рідини і піску: 1 – хвостовик; 2 – центратор;
3 – робоча куля; 4 – корпус гідроперфоратора; 5 – вузол насадки;
6 – канал перфорації; 7 – стовбур свердловини; 8 – продуктивний пласт; 9 – гирлова головка арматури гирла; 10 – гумова герметизуюча манжета; 11 – трубна головка арматури гирла;
12 – манометр; 13 – елеватор для піднімання труб піднімальним устаткованням; 14, 15 – засувка (відкрита, закрита);
16 – шламовловлювач; 17 – зворотний клапан; 18 – насосні агрегати;
19 – піскозмішувач; 20 – ємність; 21 – насосний агрегат; 22 – збірна ємність; 23 – лінія забору при повторному використанні рідини

Колектори багатьох родовищ характеризуються частим чередуванням нафтогазонасичених прошарків товщиною 0,05-0,1 м (наприклад, менілітова свита Передкарпаття, кумський горизонт Ново-Дмитрівського родовища, кирмакинська свита в Азербайджані) з непроникними різновидами порід. Точкове створення перфораційних каналів, нормальних (перпендикулярних) до осі свердловини, за існуючих технологій стріляючої і гідропіскоструминної перфорацій супроводжується закономірним проведенням значної кількості каналів марно (канали створюються в непроникних породах), у результаті чого знижуються успішність і ефективність перфораційних робіт. У таких умовах ефективнішою повинна бути гідропіскоструминна (гідроабразивна) перфорація із створенням вертикальних щілин і похилих каналів.

Абразивна перфорація забезпечує створення каналів значної довжини і діаметра, однак процес створення є малоефективним через великий гідравлічний опір струменю робочої суміші і зворотньому потоку відпрацьованої суміші в каналі і в отворі, виробленому струменем в обсадній колоні. Доцільність заміни точкової перфорації щілинною пояснюються тим, що внаслідок зменшення гідравлічних опорів глибина щілини збільшується в
2-3 рази у порівнянні з каналом точкової перфорації.

Найоптимальнішою формою перфораційного каналу можна вважати вертикальну щілину великої протяжності. Така щілина на відміну від точкової перфорації розкриває всі без виключення флюїдопровідні канали продуктивного пласта. Окрім того, вона здатна самоочищатися від кольматантів.

Вертикальні щілини окрім цього забезпечують повне охоплення тонкошаруватих продуктивних пластів перфорацією. Однак утворення щілин в обсадній колоні і в цементному камені за умови повного охоплення усіх пропластків призводить до значного зниження міцності кріплення свердловини (обсадної колони і цементного каменю).

Технологія гідроабразивного діяння похилими каналами на шаруваті пласти характеризується і простотою та надійністю точкової гідроабразивної перфорації, і забезпечує: а) збільшення глибини (довжини) перфораційних каналів; б) суцільне розкриття тонкошаруватих нафтогазонасичених пропластків при звичайному для точкової перфорації порушенні міцності кріплення свердловини; в) розмивання і очищення забрудненої частини привибійної зони за стінкою свердловини і цементним кільцем;
г) здійснення надрізу продуктивних пластів перед гідравлічним розривом.

Удосконалення ГПП здійснюється в напрямку використання газорідинно-піщаної суміші (зростає довжина каналів у 2-3,5 рази), кислотних розчинів, додавання до рідини полімерів, створення шлангових та зондових гідромоніторних гідропіскоструминних пристроїв.

Спосіб створення похилих перфораційних каналів, що перетинаються між собою. Похилі перфораційні канали в привибійній зоні пласта можна створити як за методом гідропіскоструминної перфорації (з розміщенням насадок в абразивному перфораторі під певним кутом) за традиційною технологією, так і з використанням деяких стріляючих перфораторів.

У разі створення похилих каналів підвищується ступінь охоплення розкриттям тонких нафтогазонасичених пропластків у продуктивному розрізі, але зменшується відстань від свердловини (вздовж радіуса), на яку входять такі канали в пласт.

Г.Д. Савенков запропонував створювати похилі гідропіскоструминні канали. У разі створення похилих каналів, які перетинаються, глибина їх значно збільшується, аналогічно як і під час створення щілин, внаслідок зменшення опору, який чиниться потоку відпрацьованої дисперсної системи.

Суть способу і технологія діяння полягають у тому, що заглиблення каналів проводять із відведенням (відхиленням) у сторону потоку відпрацьованої суміші.

У свердловину опускають абразивний перфоратор із похилими насадками (рис. 1.21). Насадки (сопла) в перфораторі встановлюються під кутом до осі свердловини попарно одна до одної назустріч. У початковому положенні (див. рис. 1.21, а) виконують два похилих канали 1 і 2, які ідуть назустріч і в загальному випадку не перетинаються. Потім перфоратор переміщують вверх на відстань, яка рівна половині відстані між насадками перфоратора, і утворюють канали 3 і 4 (див. рис. 1.21, б). Коли канал 3 досягне каналу 2, потік відпрацьованої суміші отримує можливість виходу (відведення) через канал 2. Опір струменю в каналі 3 різко зменшується, що призводить до поглиблення каналу 3, як і при щілинній перфорації. Після завершення перфорації в даному положенні перфоратор знову переміщають вверх на таку ж відстань і проводять перфорацію (див. рис. 1.21, в, канали 5 і 6). При цьому початок каналу 5 співпадає з околицею каналу 4.

У початковий період процесу створення каналу 5 відпрацьована суміш відводиться через уже наявні і сполучені між собою канали 2 і 3 (рис. 1.22), що звичайно призводить до інтенсивнішого розмивання породи на початковій ділянці каналу 5. З моменту досягнення каналом 5 раніше створеного каналу 4 (перетин цих каналів) відведення відпрацьованої суміші в основному вже проходить через канал 4. Схему поглиблення каналу 5 і відведення відпрацьованої суміші показано на рис. 1.22.

Подальше процес перфорації проводять аналогічно описаному. В результаті за обсадною колоною продуктивний пласт буде розкритий глибокими каналами, які з’єднуються між собою. Переміщення перфоратора можна проводити як вверх, так і вниз (краще вверх).

Схему створення похилих каналів, що перетинаються, при перекриванні одної насадки показано на рис. 1.23.

У загальному випадку похилі канали можна створювати такими, що перетинаються і не перетинаються. При утворенні каналів, які не перетинаються, відведення відпрацьованої суміші в сторону може бути досягнуто по попередньо створених стріляючими перфораторами каналах.

Для практичного здійснення способу діяння на шаруваті пласти похилими каналами перфорації розроблено чотири конструктивні схеми апаратів, які можна розділити на дві групи: апарати з насадками, які не перекриваються, і з насадками, які перекриваються. Апарати описано в спеціальній літературі (див. нашу спільну з Г.Д. Савенковим монографію).

Спосіб щілинної гідропіскоструминної перфорації. Технологічно він реалізується аналогічно описаному вище. Особливістю є використання вибійного двигуна, з допомогою якого відбувається переміщення перфоратора по стовбуру (знизу вверх) із певною швидкістю на загальну довжину 300-700 мм, а в цей час перфоратором створюються поздовжні щілини.

Рис. 1.21 – Схема технології діяння на шаруваті пласти похилими каналами, що перетинаються, з відведенням у сторону вихідних зворотних потоків відпрацьованої суміші (цифрами позначено номери каналів): а, б, в – положення перфоратора

Рис. 1.22 – Схеми розмивання каналів і відведення зворотних потоків (цифрами позначено номери каналів): а – створення початкової частини каналу 5 і відведення потоків через канали 2 і 3; б – створення решти частини каналу 5 після його перетину з каналом 4 і відведення потоків через канали 4, 2 і 3

Рис. 1.23 – Схеми каналів і потоків із перекриванням верхньої насадки перфоратора

Вибійний двигун складається із двох основних частин: а) гідравлічної частини, яка перетворює гідравлічну енергію робочої рідини в поступальний рух перфоратора; б) механічної частини, котра уможливлює повертати “висунутий” перфоратор у початковий стан для подальшого проведення перфорації. Вибійний двигун встановлюють над перфоратором під
муфтою-репером.

Відомий двигун має внутрішній і зовнішній діаметри відповідно 32 і
100 мм, робочий тиск 34-40 МПа, час робочого ходу штока 90-120 хв., довжину 3-3,5 м, масу 80 кг, кількість твердосплавних насадок 4-10. При роботі концентрація піску становить 25-30 г/л. Для ефективного руйнування (розмивання) обсадної колони і породи перепад тиску і витрата через одну насадку відповідно повинні становити 25 МПа і 3,15 л/с для насадки діаметром 4,5 мм та 20 МПа і 5,5 л/с для насадки діаметром 6 мм.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Гідропіскоструминна перфорація	\|	Проектування технології ГПП

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.009 сек.