Техника технология и технические средства применяемые при реконстру
..pdfи увеличивается степень повреждения обсадной колонны и цементного камня.
Перфораторы типа ПРК с зарядами в алюминиевых оболочках на утяжеленном жестком каркасе обладают луч шей проходимостью в скважине по сравнению с ленточными и полностью разрушающимися перфораторами. Малая де формация каркаса не затрудняет извлечение отстрелянных перфораторов типа ПРК из скважины, в том числе через насосно-компрессорные трубы. Перфораторы типа ПРК засо ряют скважину осколками больше, чем ленточные, но мень ше, чем полностью разрушающиеся перфораторы. По де формации каркаса можно судить о полноте срабатывания за рядов.
Основное преимущество полностью разрушающихся перфораторов (кроме ПРЧОО) - возможность спуска через насосно-компрессорные трубы, а также вскрытие пластов при загерметизированном устье скважины и стационарно спущенной колонне НКТ.
Недостаток разрушающихся перфораторов - значи тельное засорение скважины осколками оболочек зарядов и обойм, которые из-за низкой плотности, сравнимой с плот ностью утяжеленных растворов, могут остаться в зоне пер форации, создать пробку в колонне или закупорить штуцер, затрудняя испытание и эксплуатацию скважины. По этой же причине повторный спуск перфоратора нежелателен, в слу чае необходимости, например при спуске через насосно компрессорные трубы, требуется предварительное шаблонирование. Размеры осколков увеличиваются с ростом гидро статического давления в зоне перфорации.
Разрушающийся перфоратор ПР100 обладает высоким пробивным действием и способен вскрыть пласт в скважине многоколонной конструкции, но в то же время он оказывает большое воздействие на обсадную колонну и цементный ка мень. Правда, при наличии трех или четырех зацементиро
191
ванных колонн повреждение внутренней колонны обычно невелико и не может заметно нарушить разобщение пластов.
Однако при использовании корпусных перфораторов также не исключаются скачки давления во время перфора ции.
Так, по данным ПО «Ноябрьскнефтегаз», при использо вании перфораторов ПК-105 скачок давления составляет 59,5 МПа, а ПКО-73 - 53,5 МПа [52]. Такие давления могут привести к разрушению цементного камня за обсадной ко лонной и образованию канала между обсадной колонной и цементным камнем.
Другие типы кумулятивных перфораторов (табл. 15) также имеют высокую пробивную способность.
Бескорпусные перфораторы ПР-43 и ПР-54 спускаются в скважину на каротажном кабеле через насосно-компрессор ные трубы.
Для вскрытия продуктивных пластов на депрессии и пластов с аномально высокими давлениями, а также для проведения перфорации в «пологих» скважинах и скважинах с горизонтальным окончанием используются перфораторы ПНКТ-73 и ПНКТ-89, т.е. перфораторы, спускаемые на на сосно-компрессорных трубах.
Поэтому достоинства и недостатки перфораторов типа ПНКТ следует рассматривать в сравнении с другими перфо раторами, позволяющими вскрыть пласт в этих же условиях, т.е. с малогабаритными перфораторами, спускаемыми через насосно-компрессорные трубы, главным образом с бескорпусными перфораторами.
При строительстве БС в основном применяют кумуля тивную перфорацию. Кардинальным направлением совер шенствования технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией является перфорация на депрессии при герме тизированном устье скважины, осуществляемая с примене нием перфораторов, спускаемых на НКТ.
192
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 15 |
|
|
Применяемые типы и техническая характеристика перфораторов |
|
|
||||||
|
Пулевые |
|
|
Кумулятивные перфораторы |
|
|
|||
|
перфораторы |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметр |
|
|
|
корпусные |
|
|
бескорпусные |
||
ПВКТ70 |
|
|
|
|
|
ПКСУЛ80 |
|
|
|
|
ПК85ДУ |
ПК80Н ПНКТ73 |
ПК073 |
ПКОТ73 |
ПР43 |
|
|||
|
ПВТ73 |
ПКСУЛ80-1 |
КПРУ65 |
||||||
|
|
ПК105ДУ ПК95Н ПНКТ89 |
ПК089 |
ПКОТ89 |
ПКС105У |
ПР54 |
|
||
Максимальное |
100 |
80 |
120 |
100 |
45 |
120 |
50;80 |
80 |
80 |
гидростатическое |
|
|
|
|
70 |
|
|
|
|
давление, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальная |
200 |
180; 200 |
200 |
170 |
180;200 |
180;200 |
100; 150 |
150 |
150 |
температура, °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Минимальный |
98 |
98 |
96 |
96 |
96 |
96 |
96 |
50 |
76 |
внутренний |
|
118 |
118 |
118 |
118 |
118 |
118 |
62 |
|
диаметр обсадной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
колонны (или |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НКТ), мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальное |
12 |
20 |
20 |
250 |
60 |
40 |
100 |
100 |
300 |
число зарядов, |
10 |
|
|
|
20 |
20 |
|
|
|
отстреливаемых |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
за запуск |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Окончание табл. 15
Пулевые
перфораторы
Параметр
ПВКТ70
ПВТ73
Плотность пер |
2 |
форации, отв./м |
|
|
|
Кумулятивные перфораторы |
|
|
|||
|
|
корпусные |
|
|
бескорпусные |
||
ПК85ДУ |
ПК80Н ПНКТ73 |
ПК073 |
ПКОТ73 |
ПКСУЛ80 |
ПР43 |
КПРУ65 |
|
ПК105ДУ ПК95Н ПНКТ89 ПК089 ПКОТ89 |
ПКСУЛ80-1 |
ПР54 |
|||||
ПКС105У |
|
||||||
12 |
12 |
6 |
10 |
10 |
6 |
10 |
8 |
|
|
|
6 |
|
11 |
|
|
|
|
|
|
|
6 |
|
|
Полная длина |
|
95 |
185 |
155 |
155 |
155 |
165 |
120 |
200 |
канала, мм |
|
145 |
255 |
250 |
200 |
250 |
165 |
150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
275 |
|
|
Средний диаметр |
25 |
3 |
10 |
11 |
11 |
11 |
8 |
8 |
9 |
канала, мм |
20 |
8,5 |
12 |
12 |
12 |
12 |
8 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
|
|
В качестве перфорационной среды возможно примене ние инвертно-эмульсионных растворов, нефти, дизтоплива, водного раствора сульфонола, полимерных растворов, вод ных растворов хлоридов и бромидов Na, К, Са, Zn, пластовой воды (рис. 42).
Рис. 42. Схема размещения перфоратора типа ПКНТ в скважине: 1 - арматура устьевая; 2 - обсадная колонна; 3 - резиновый шар; 4 - циркуляционный клапан; 5 - ударно-наклонный механизм; 6 - приспособление инициирования заряда; 7 - перфоратор; 8 - про дуктивный пласт
Для вскрытия пластов на репрессии с помощью перфо раторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах, ис пользуют корпусные перфораторы одноразового действия типа ПКО, которые срабатывают от механизма ударного дей ствия (от нажима резинового шара, сбрасываемого в колонну труб с закачкой в них порции жидкости).
195
15. ОСВОЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН
При выборе метода и жидкости освоения скважины ос новное внимание следует уделять сохранению свойств при забойной зоны пласта.
Вызов притока осуществляется путем создания депрес сии на вскрытый продуктовый пласт, что достигается заме ной жидкости в скважине на другую с меньшей плотностью, а при необходимости - снижением ее уровня.
При насосной эксплуатации скважины вызов притока производится путем запуска в работу внутрискважинного оборудования.
Величина допустимой депрессии при освоении скважи ны определяется по формуле
А Р = Р П Л .11 (Р П Л .В p h ) t
где Рпл.„ - пластовое давление в нефтеносном горизонте, МПа;
Р Пл.в - пластовое давление в водоносном горизонте, МПа;
р - допустимый градиент перепада давления на цемент ное кольцо, принимается равным 2,0 МПа;
h - толщина глинистой перемычки между разобщающи ми горизонтами, м.
Перепад пластового и забойного давлений в эксплуата ционной колонне не должен превышать установленного зна чения согласно требованиям нормативных документов [17, 18, 19].
Интервал времени между окончанием перфорации и на чалом вызова притока должен быть минимальным, т.е, соот ветствовать существующим нормам времени на проведение работ, предшествующих вызову притока (спуск НКТ, обору дование устья и т.д.). При перфорации на депрессии вызов притока осуществлять сразу же после ее проведения.
196
Вызов притока из пласта достигается во всех случаях путем снижения забойного давления одним из методов, ука занных в табл. 16. Забойное давление снижается до получе ния притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт.
Продукция пласта, получаемая при освоении и отработ ке скважины после ее очистки от бурового раствора, должна направляться в нефтесборную сеть [33].
Для БС, перфорируемых при депрессии, в случае отсут ствия притока после перфорации забойное давление снижа ется до допустимо возможного, исходя из прочности цемент ного кольца и эксплуатационной колонны.
Вызов притока из пластов с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями осуществляется создани ем депрессии на пласт путем замены бурового раствора на более легкую жидкость.
Вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется создани ем депрессии путем замены бурового раствора на более лег кую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине (см. прил. 1).
Способ создания депрессии выбирается исходя из кон кретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения анало гичных объектов.
Наличие сероводорода в продукции скважин обусловли вает особые условия освоения.
При наличии в попутном газе сероводорода до 6 % по объему эксплуатационная колонна, насосно-компрессорные трубы, глубинное оборудование, устьевая арматура должны быть предназначены для работы в сероводородной среде в соответствии с правилами безопасности [34].
197
Таблица 16
Возможные способы снижения давления в скважине
Метод
снижения
забойного
давления
1. Замена жид кости в скважине на более легкую
|
|
|
Осуществление метода |
|
|
|
|
|
|
|
Технические |
Коэффициент аномальности |
Наличие |
||
|
|
Способ |
пластового давления |
в продукции |
|||
|
|
средства |
|||||
|
|
|
1,0 |
1,0-1,3 |
>1,3 |
H2S и С 02 |
|
|
|
|
|
||||
l.i |
На буровой раствор меньшей ЦА |
|
|
+ |
+ |
||
плотности [31] |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
1.2 |
На воду [31] |
ДА |
|
+ |
+ |
+ |
|
1.3 |
На |
безводную дегазирован ЦА, АЦ |
+ |
+ |
|
+ |
|
|
ную нефть [31] |
|
|
|
|
|
|
1.4 |
На пенную систему, у которой: |
|
|
|
+ |
||
1.4.1 |
в |
качестве дисперсной |
сре ЦА, АГУ-8К |
+ |
+ |
|
|
ды - азот [18]
|
1.4.2 |
в качестве дисперсной среды - ЦА, ДГ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
дымовые газы |
|
|
|
|
2. Снижение |
2.1 |
Свабирование [31] |
Сваб-подъ- |
|
|
+ |
уровня |
|
|
емник |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
2.2 |
Глубинный насос [27, 28] |
Погружной |
+ |
|
|
|
|
|
насос |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Метод
снижения
забойного
давления
3. Комбинация первых двух методов
Окончание табл. 12
|
Осуществление метода |
|
|
||
|
Технические |
Коэффициент аномальности |
|||
Способ |
пластового давления |
||||
средства |
|||||
|
1,0 |
1,0-1,3 |
>1,3 |
||
|
|
Наличие в продукции H2 S И СО2
2.3С помощью сжатого газа
2.3.1 Сжатым азотом [18] |
АГУ-8К |
+ |
+ |
+ |
2.3.2 Азотирование через пусковые КС |
+ |
+ |
|
|
отверстия в НКТ [31 ] |
|
|
|
|
2.4Пенные системы по пункту 1.4
3Замена жидкости на более легкую с последующим сни жением уровня:
3.1 |
глубинным струйным насосом ЦА, глубин |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
[19] |
ный насос |
|
|
|
|
3.2 |
дымовым газом |
ЦА, ДГ |
+ |
+ |
|
+ |
3.3 |
вытеснение жидкости |
из ЦА, АГУ-8К |
+ |
+ |
|
+ |
|
скважины азотом [18] |
|
|
|
|
|
ЦА - цементировочный агрегат; АГУ-8К - автомобильная газификационная азотная установка; КС - пе редвижная компрессорная станция; АЦ - автоцистерна; ДГ - установка для производства дымовых газов.
Вызов притока - технологический процесс снижения противодавления на забое скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начи нается течение флюида из пласта в скважину. Освоение скважины - комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей скважины в разряд действующих. Освоение скважины вклю чает вызов притока жидкости из пласта или опробование за качкой в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью пласта.
При освоении скважины должны быть обеспечены со хранение целостности скелета пласта в призабойной зоне и це ментного камня за эксплуата ционной колонной, предотвра щение деформации эксплуата ционной колонны, прорывов пластовых вод, газа, открытых нефтегазоводопроявлений, сни жения проницаемости приза бойной зоны, загрязнения ок ружающей среды и других не гативных явлений.
Рассмотрим схему, пред ставленную на рис. 43.
Скважина заполнена до устья жидкостью глушения.
Давление, создаваемое столбом жидкости на забой сква жины:
Л аб = P r n ^ c C 0 S a + />y-
где Лае, Ру - соответственно давление на забое и устье, Па; ргл - плотность жидкости глушения, кг/м3;
200