Вторичное вскрытие продуктивных пластов

⇐ ПредыдущаяСтр 18 из 24Следующая ⇒

Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине: толщина, ФЕС ПЗП и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти; расстояние до контактов ВНК и ГНК; пластовое давление и температура в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб; максимальный угол отклонения скважины от вертикали; состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки; свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта. Скважины, законченные перфорированием с длиной перфорационного канала 305 мм можно теперь повторно заканчивать с помощью перфораторов, проникающих в пласт более, чем на 660 мм. По сравнению с получаемыми в прошлом диаметрами входных отверстий менее 12, 7 мм, теперь можно получать более 19 мм.

Вторичное вскрытие пласта является одной из наиболее важных операций, влияющих на дальнейшую эффективную эксплуатацию нефтегазовых скважин. Значительная часть работ в настоящее время осуществляется с помощью кумулятивной перфорации. Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового).

Перфорация на каротажном кабеле. Спуск на каротажном кабеле является основным методом доставки перфорационных систем в скважину к интервалу вскрытия. Основное преимущество этого метода является значительная экономия времени на выполнении спуско-подъемных операций.

Бескорпусные перфораторы. К основным достоинствам этих перфораторов возможно отнести их небольшие размеры и гибкость, позволяющие производить спуск в скважины малого диаметра и через суженные участки обсадных колонн и НКТ, их высокую производительность, которая обусловлена небольшим весом конструкции и возможностью сборки перфораторов большой длины. Основным недостатком бескорпусных перфораторов – невысокая длина пробиваемых каналов, обусловленная малым весом применяемых зарядов. Применяются следующие типы перфораторов: ПКС-80; ПР-43; ПРК42С; ПРК54С; ПКС80; САР-1608-320Т.

Корпусные перфораторы. Отличаются тем, что кумулятивные заряды и средства взрывания изолированы от внешней среды прочным стальным корпусом. Благодаря которому, минимизируется возможность повреждения обсадной колонны и цементного камня при проведении работ, исключается засорение скважины продуктами взрыва и осколками зарядов. Высокопрочный корпус перфоратора позволяет производить перфорацию продуктивных пластов, залегающих на больших глубинах, а большой вес облегчает спуск скважины с утяжеленными растворами. Корпусные перфораторы разделяются на вида – одноразового и многоразового использования.

Корпусные перфораторы многоразового использования. Относятся перфораторы типа ПК-105. Возможность неоднократного использования корпуса перфоратора удешевляет выполнение работ. К недостаткам этого перфоратора необходимо отнести более высокое, чем у перфораторов использования, фугасное воздействие на крепь скважины и ограничение по длине сборки – 3 метра.

Корпусные перфораторы одноразового использования (ЗПКО-89С). Основное отличие состоит в том, что корпус перфоратора выполнен из сплошной стальной трубы, а кумулятивные заряды монтируются на каркасы с различной фазовой ориентацией. Перфораторы более просты при заряжении, имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление.

Перфорация на насосно-компрессорных трубах. Перфораторы, спускаемые на НКТ, позволяют осуществлять вскрытие пласта в наклонно-направленных или сильно искривленных скважинах, в которых невозможно произвести спуск перфоратора на кабеле. Основное назначение перфораторов этого типа – вскрытие пласта при депрессии и герметизируемом устье скважины. Перфорация на депрессии позволяет предотвратить попадание промывочной жидкости в прискажинную зону пласта в момент его вскрытия и как следствие исключить ухудшение проницаемости в зоне перфорации. Длина сборки перфоратора, при спуске его на НКТ практически неограниченна, что позволяет вскрывать пласт большой протяженности, а также несколько разобщенных пластов, находящихся на значительном расстоянии друг от друга по глубине.

Технологические показатели эффективности вторичного вскрытия пласта перфорацией

Процесс вторичного вскрытия пластов ограничивается в ряде случаев техническими характеристиками скважины (эксплуатационной колонны, цементным камнем) и характеристикой самого пласта. В ряде случае применяются щадящие методы - такие как щелевая и сверлящая перфорация. Объемы работ последних на сегодняшний день небольшие в связи с продолжительностью самой технологической операции вторичного вскрытия. Кумулятивная перфорация, применяемая на большинстве месторождений Западной Сибири, отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины. Возможность применения депрессии на пласт в процессе вторичного вскрытия обеспечивает снижение загрязнения ПЗП. Возможность проведения перфорации при различных гидродинамических условиях в системе «скважина-пласт»: при равновесии и депрессии, исключающих фильтрацию жидкости вскрытия в ПЗП:

· Возможность проведения перфорации при жидкостях вскрытия, исключающих кольматацию околоканальной и призабойной зон пласта,

· Получение «эффекта мгновенного притока» флюида из пласта за счет созданной депрессии при перфорации, что способствует очищению созданных каналов от кольматантов,

· Возможность проведения перфорации меньшим количеством спускоподъемных операций перфоратора, без проведения спуска испытательной компоновки и понижения уровня жидкости в скважине по сравнению с кабельной технологией, что исключает возможность попадания фильтрата раствора глушения и возможную кольматацию ПЗП,

· Получение надежной гидродинамической связи пласта со скважиной за счет большой площади перфорационного канала,

· Получение большей дополнительной добычи нефти за счет сокращения времени на ремонт скважины. Снижение продолжительности ремонта скважины в результате комбинирования технологических процессов вторичного вскрытия и спуска испытательной компоновки,

· Окупаемость сверхзатрат на сервисные услуги по проведению перфорации за счет сокращения продолжительности ремонта скважины,

Призабойная зона пласта наиболее уязвимое место системы пласт-скважина. Зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые ухудшают фильтрационные свойства пород. В основе всех методов воздействия на ПЗП лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемая химическими, механическими или тепловыми средствами. Наиболее распространенный метод перфорации, кумулятивный метод, также имеет некоторые отрицательные черты. При простреле колонны на стенках перфоканала и в пласте образуется стекловидная пленка из-за высокой температуры взрыва. Кроме того канал загрязняется продуктами взрыва и частицами перфозаряда.

Химические методы воздействия на призабойную зону пласта

⇐ Предыдущая 13 14 15 16 171819 20 21 22 Следующая ⇒