Сверлящая перфорация

Сверлящий перфоратор – пробоотборник - устройство для образования перфорационных каналов посредством сверления отверстий в теле обсадной колонны. Для этой цели применяют разработанный в НПП ''Азимут'' сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с выдвижным алмазным или твердосплавным сверлом. Максимальное радиальное перемещение сверла обеспечивает прохождение обсадной колонны, цементного кольца и вход в пласт на глубину в пределах 70 мм. Перфоратор спускается в скважину на геофизическом кабеле марки КГ3-60-180 или КГ7-70-180 с использованием каротажной лаборатории и каротажного подъёмника. В комплект поставки входит сам перфоратор и наземная станция управления.

Перфорация получила название "щадящей", т. к. исключает повреждения колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале.

Краткая информация по сверлящему перфоратору-пробоотборнику приведена в таблице 2.

Таблица 2. Основные параметры сверлящего перфоратора – пробоотборника

ПС 112-70.

Параметры	Значения
Потребляемая мощность, кВа	2,0
Напряжение сети, в	380
Частота, Гц	50
Максимальная глубина перфорации, м	3500
Диаметр перфорационного канала, мм	15
Длина перфорационного канала, мм	70
Время сверления одного отверстия, мин	3
Количество сверлений за один спуск: в карбонатном коллекторе в терригенном коллекторе	15 – 30 5 – 10
Габариты, мм: Длина диаметр	2400 112
Масса, кг	85

Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за один спуск до 30 м, торпедным – до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда – до 50 г.

Освоение скважин

Освоением нефтяных или газовых скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти или газа из пласта в скважину.

Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины углеводороды. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти или газа в скважину. Да и после завершения процесса бурения, сама скважина находится в заглушенном состоянии. Глушение скважины жидкостью предотвращает открытое фонтанирование, выбросы нефти или газа при снятии устьевого оборудования и подъёме труб из скважины, что позволяет создать противодавление на продуктивный пласт, причём плотность жидкости должна соответствовать пластовому давлению в скважине или несколько больше (порядка 5 % о величины пластового давления).

Для выполнения условий вызова притока пластового флюида необходимо обеспечить выполнения следующего условия Р_заб < Р_пл, то есть создать депрессию давления на пласт

где Р_пл – пластовое давление,

Р_заб – забойное давление.

Если забойное давление принять равным гидростатическому давлению столба жидкости в стволе скважины, то условия вызова притока можно представить следующим образом здесь h – высота столба жидкости в скважине,

ρ – плотность жидкости;

g – ускорение свободного падения.

Так как, пластовое давление в процессе освоения скважины постоянно, то удовлетворить это условие можно за счёт снижения высоты столба жидкости h или же изменение плотности жидкости ρ.

Для достижения поставленной цели в этом случае прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ зависящего от назначения скважины, способа её эксплуатации, пластового давления, расположение её на структуре, степени устойчивости к разрушению коллектора и т.д.

В нефтегазопромысловой практики используется несколько основных методов вызова притока или пуска скважины в эксплуатацию. Рассмотрим основные методы вызова притока.

1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности на жидкость меньшей плотности достигается промывкой скважины по следующей схеме – буровой раствор с большей плотностью – буровой раствор с меньшей плотностью – вода – нефть – газовый конденсат (или дизельное топливо)

Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт и большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счёт вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/м³ ,пресной водой плотностью Qв = 1000 кг/м³.

Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта (рисунок 6).

Рисунок 6. Освоение скважины путём замены ''тяжёлой'' жидкости на ''легкую''

2. Снижение давления на пласт компрессором или метод аэрации. Если замещение глинистого раствора водой не дает положительного результата, то снижение плотности жидкости в стволе скважины можно достичь путём подачи в неё сжатого воздуха компрессором. Это позволяет вытеснить столб жидкости до башмака НКТ, уменьшив, т. о, противодавление на пласт до значительных величин - 600 и более м (рисунок 7).

Рисунок 7. Освоение скважины компрессированием.

Плотность газожидкостной смеси при этом достигает порядка 300 – 400 кг/м³. Следует отметить, что скорость нисходящего потока обеспечивающего снижение вероятности всплытия пузырьков газа должна не быть не более 0,8 – 1,0 м/с. Подача газа в скважину обычно осуществляется аэратором. Обычно при этой операции используются передвижные компрессорные установки (УКП -80) и им подобные.

При наличии в непосредственной близости высоконапорных газовых скважин целесообразно их применение. В некоторых случаях, может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая при этом последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола. С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны НКТ устанавливают пусковые клапаны-отверстия, через которые сжатый воздух поступает внутрь этих труб и сразу же при входе в скважину, и начинают "работать", т.е. поднимать жидкость и в затрубном пространстве и в НКТ.

В настоящее время для достижения поставленных целей целесообразно использование пенных систем (созданных на основе пенообразующих ПАВ), которые обеспечивают плавность и устойчивость процесса вызова притока пластовых флюидов в скважину.

Технология освоения скважин с использованием газов аналогична технологии пуска в работу газлифтных скважин, но только с подключением к устью скважин передвижной компрессорной или газификационной установки. Данный метод носит название газлифтного или компрессорного.