7. Освоение скважины и вызов притока из пласта

Планом освоения скважины предусматривается:

1. Создание канала связи «скважина – пласт», т.е. вторичное вскрытие пласта. Указывается интервал перфорации, плотность перфорации, тип перфоратора;

2. Вызов притока. Указывается способ снижения гидростатического давления на пласт, способ эксплуатации скважины.

Вскрытие продуктивных пластов проводят дважды: первичное – в процессе бурения, вторичное – перфорацией после крепления скважины эксплуатационной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах – одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания, получения притока пластового флюида и освоения скважины как объекта эксплуатации.

Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки.

7.1. Создание канала связи «скважина – пласт»

Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации.

Перфорация скважины, в основном, производится двумя типами перфораторов:

1) агрессивными - стреляющими (пулевыми, торпедными, кумулятивными);

2) щадящими - (гидропескоструйными, сверлящими, щелевыми).

Классификация некоторых типов кумулятивных перфораторов (ПК)

ПКС	с зарядами в стеклянных оболочках;
ПКО	секционные с корпусной трубой;
ПКН	спускаются на НКТ;
КПРУ	с зарядами в алюминиевых оболочках, усовершенствованные;
ПР, ПКР	то же, с вмонтированной системой детонации, спускаются через НКТ или бурильные трубы.

В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), толщину цементного камня (в зависимости от фактического диаметра скважины 25-50 мм и более), а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора, которая в зависимости от типа коллектора и влияния на него отрицательных факторов вскрытия бурением может находиться в пределах от 40-50 до 100-150 мм и более. Макет перфорационных отверстий приведен на рисунке 17.

Рисунок 17. Размеры перфорационных каналов при давлении атмосферном (а) и 30 МПа (б)

Таким образом, главное предназначение процесса перфорации - преодолеть указанные препятствия и установить гидродинамическую связь со скважиной, а также обеспечить эффективность проведения различных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению проницаемости

призабойной зоны.

Из схемы перфорированного участка скважины видно, что контакт скважины с пластом начинается в перфорационном канале не от центра скважины, а от ее стенки, и площадь контакта скважины с пластом равна суммарной площади боковых поверхностей всех перфорационных каналов. Т.О. площадь контакта скважины с пластом определяется по формуле:

S = π·d_к· (L_к – R_скв)· H·n (м²). (12)

Так как дебит скважины имеет прямую зависимость от площади контакта скважины с пластом, то для ее увеличения применяют такие методы как бурение горизонтальных скважин, спуск в продуктивный пласт фильтров без цементирования, выполнения дополнительной гидропескоструйной перфорации, гидроразрыва пласта, в результате которого в пласте образуются дополнительные трещины - каналы поступления флюида из пласта в скважину, и др. методы. На рисунке 17 показана схема перфорирования участка скважины.

.

Рисунок 17. Схема перфорированного участка скважины

Пример 2.

Определить площадь контакта скважины с пластом (S) м², если известно:

1. Н – интервал перфорации, м.

2. n – плотность перфорации, отв/м.

3. R_скв. – радиус ствола скважины, мм.

4. L_к – длина перфорационного канала, мм.

5. d_к – диаметр перфорационного канала, мм.

Варианты для решения задач№3 приведены в таблице 8.