Крепление испытание и освоение нефтяных и газовых скважин

212

может использоваться заостренный хвостовик перфоратора при вращении колонны НКТ.

При пескоструйной перфорации образуются более глубокие отверстия (до 1 м), отсутствует растрескивание колонны и цементного камня, нет уплотнения породы в зоне перфорации. Эти обстоятельства уменьшают время на освоение скважины, повышают эффективность последующих солянокислотных обработок и ГРП.

Однако этот вид перфорации более дорогой, требует использования мощной техники – пескосмесительных машин (4ПА-50), насосных агрегатов высокого давления (АН 500, АН 700, УКНБ 600), а также больших затрат рабочих агентов и времени. По этим причинам широкого распространения этот вид перфорации не нашел.

Как разновидность описанного, известен метод азотогидропескоструйной перфорации. Сущность метода заключается в образовании отверстий или прорезей в обсадной колонне и каналов в цементном кольце и породе пласта с помощью газожидкостной струи, содержащей абразивный материал. За счет добавления газа в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 1,5–2 раза) увеличить размеры перфорационных каналов. На размеры выработки существенно влияет величина газосодержания системы. Наряду с возможностью увеличения длины канала при гидропескоструйной перфорации с азотом прослеживается еще одно преимущество – создается дополнительный перепад на насадках.

В отличие от гидропескоструйной перфорации при гидромеханической щелевой перфорации (ГМЩП) стенка обсадной трубы и цементное кольцо разрушаются механическим путем, поэтому та же цель – обеспечение предельной глубины перфорационного канала – достигается без применения абразивного материала и связанной с этим технической сложности всего процесса перфорации (рис. 7.6).

214

215

–нет ударного воздействия на эксплуатационную колонну;

–нет фугасного воздействия на цементный камень за эксплуатационной колонной.

Увеличение дебита скважины при применении ГМЩП обусловлено в первую очередь значительным увеличением площади фильтрации. Увеличение площади фильтрации в карбонатных коллекторах, как было описано выше, достигается в основном различными кислотными обработками, что малоприменимо в терригенных коллекторах. Поэтому именно в терригенных коллекторах предполагается наибольший эффект от применения ГМЩП.

Сверлящиепрефораторы(рис. 7.7)

разработаны на основе боковых сверлящих грунтоносов. Принцип их действия – высверливание отверстий в стенке скважины сверлом или коронкой, приводимыми в действие электродвигателем. Прибор спускается в скважину на каротажном кабеле, прижимается к стенке скважины и высверливает каждое отверстие индивидуально. Это позволяет более точно

привязаться к интервалу перфорации по глубине (при малой толщине пласта); отсутствуют гидродинамические и механические ударные воздействия на обсадные трубы и цементный камень.

Однако этот способ вскрытия пластов требует длительного времени, и получаемые отверстия имеют небольшую

216

глубину (50–80 мм). Кроме того, сверлящая перфорация характеризуется сложностью процесса сверления, низкой производительностью, низкой надежностью.

В настоящее время разрабатывается способ прорезания щелевидных отверстий в стенке скважины (по образующей) с помощью режущих перфораторов. Их принцип действия заключается в движении по стенке скважины фрезы, приводимой в действие электродвигателем перфоратора, спускаемого на каротажном кабеле. Достоинства и недостатки таких перфораторов те же, что и у сверлящих. Пробивная способность отечественных и форма образующихся перфорационных отверстий показаны на рис. 7.8.

– обсадная колонна; – цементное кольцо; – горная порода

Рис. 7.8. Пробивная способность перфораторов: а – кумулятивная (ПК-103); б – пулевая (ПВК-80); в – торпедная; г – щелевая гидропескоструйная

217

Выбор типоразмера и плотности перфорации осуществляется с учетом геологических условий, температуры и давления в зоне перфорации, технического состояния обсадных труб и цементного кольца и других условий.

В мировой и отечественной практике перфорационные работы в скважинах по видам и объемам применения (%) распределяются следующим образом:

–кумулятивная перфорация: 0–95;

втом числе с депрессией на пласт: 2–4;

–пулевая перфорация: 2–3;

–пескоструйная: 1–2;

–прочие виды (гидромеханическая и др.): 0,5.

7.2. Технология перфорационных работ

При подготовке скважины к вторичному вскрытию проводят следующие работы:

– эксплуатационную колонну тщательно промывают. Колонна должна быть заполнена жидкостью, обеспечивающей необходимое противодавление на вскрываемые пласты. Это может быть буровой раствор, на котором производилось первичное разбуривание пластов, или другая жидкость, не ухудшающая коллекторские свойства. Иногда в зону перфорации и выше нее на 100–200 м закачивают специальную жидкость (перфорационную среду), которая не содержит твердой фазы, имеет низкую фильтрацию. Это могут быть водные растворы хлоридов, пена, пластовые воды, жидкости на углеводородной основе (нефть, конденсат, дизтопливо, эмульсии и др). При необходимости утяжеления в состав перфорационной среды вводятся легкорастворимые утяжелители (СаСО3, FеСО3);

–на устье скважины устанавливается колонная головка

иперфорационная задвижка, рассчитанные на ожидаемое давление. Штурвал задвижки выносят в сторону от устья на 10 м и размещают его на щите с навесом. При использовании

218

перфораторов на кабеле для герметизации устья используется лубрикатор. При спуске перфоратора на колонне НКТ или через нее на устье скважины устанавливается фонтанная арматура.

При перфорации также необходимо соблюдать условие

Рз + ж gΗ < Р0 + 0 gΗ + Р*,

где Рз, ж – забойное давление и плотность жидкости при перфорации в обсадной колонне;

Р0, 0 – устьевое давление и плотность жидкости при ОЗЦ;

Η – высота столба жидкости в колонне в рассматриваемом сечении;

Р* – критическое давление, при котором нарушается цементное кольцо (табл. 7.2).

За величину забойного давления Рз следует брать местное давление на участке перфорации при взрыве зарядов. Непосредственно в момент перфорации на стенки колонны, заполненной жидкостью, действует давление ударной волны, составляющей несколько сотен МПа [6, 8, 23]. Наименьшее давление возникает при работе с корпусным кумулятивным перфоратором. Так, при использовании кумулятивного перфоратора ПК-103 на стенки колонны действует давление около 100 МПа. Но и это давление значительно превышает допустимое. При эксцентричном расположении перфоратора в колонне местное ударное давление оказывается в несколько раз выше, особенно при наличии зазора между стенкой скважины и цементным камнем. Таким образом, предупредить растрескивание цементного камня при использовании стреляющих и кумулятивных перфораторов практически невозможно. Установлено, что зона трещинообразования может распространяться на расстояние до 200 м от зоны перфорации. Это может явиться причиной обводнений и межпластовых перетоков. Уменьшить ударную волну можно примене-

219

нием компенсаторов давлений, которые должны устанавливаться ниже и выше перфоратора.

Таблица 7.2 Рекомендуемая плотность перфорации [24]

Наряду с этим можно рекомендовать применение тампонажных материалов, устойчивых к растрескиванию, армированных песком, глиной, минеральной ватой, асбестом и т.п., материалов, характеризующихся замедленным схватыванием и твердением. Облегченные тампонажные материалы образуют более устойчивый к растрескиванию цементный

220