Оборудование для вторичного вскрытия продуктивных пластов. Перфораторы

Лекции : «Оборудование для вторичного вскрытия продуктивных пластов. Перфораторы» Введение Вскрытие продуктивных пластов при бурении скважин, как указывалось в предыдущих темах, проводится дважды: первичное - в процессе бурения, вторичное - перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных обсадными колоннами скважинах является наиболее ответственной операцией, так как от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида. При вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо создать перфорационный канал проникающий через стенку обсадной 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. 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. Для перфорации используют стреляющие и гидропескоструйные перфораторы. За последние годы находят все более широкое применение сверлильные перфораторы и различные прорезающие приспособления, позволяющие образовывать в обсадных колоннах и цементном камне разные щели. В практике находит применение химическое растворение алюминиевых или медных втулок, устанавливаемых в той части обсадной колонны, которая размещается в интервале залегания продуктивных отложений [10]. Пулевую, торпедную и кумулятивную перфорации осуществляют на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов. В зависимости от характера воздействия, создаваемого на кровлю продуктивного пласта гидростатического давления жидкости различают: - вскрытие пластов на депрессии; - вскрытие пластов на репрессии; - вскрытие пластов на балансе пластового давления. Вскрытие пластов на депрессии производится при спущенных в скважину НКТ перфораторами типа ПР, ПНК и ПНКТ с установкой на устье кроме фонтанной арматуры дополнительного лубрикатора. Перед вскрытием пласта скважина промывается водой, которая затем замещается жидкостью пониженной плотности (нефть, дизтопливо, ИЭР, пена и т.д.) Величина начальной депрессии выбирается с учетом прочностных свойств пород коллекторов и обсадных труб и изменяется в практике от 2 до 15 МПа. При вскрытии пластов с созданием репрессии на пласт гидростатическое давление жидкости должно превышать пластовое на 4-15% в зависимости от глубины расположения объекта эксплуатации. Перед перфорацией в скважину спускают НКТ с промывкой ствола до искусственного забоя. Через НКТ в зону прострела и на 100-150 м выше закачивается перфорационная жидкость. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием (ПВО) – задвижкой, превентором, устанавливаемом на крестовине фонтанной аппаратуры. В условиях репрессионного воздействия на призабойную зону нефтегазонасыщенных пластов к перфорационным жидкостям предъявляются следующие требования: • - предупреждать загрязнение вскрываемых пластов или способствовать их дренированию в ПЗП; • - быть технологичными при хранении, приготовлении и использовании; • - исключать загрязнение окружающей среды; • - соответствовать требованиям, обеспечивающим безопасность персонала при выполнении работ, а также пожаровзрывобезопасность. Вскрытие пластов на балансе пластового давления производится при значениях пластового меньших гидростатического на 20 % и более, когда вызвать фонтанный приток без дополнительных мер невозможно. Равновесное состояние достигается в этих случаях расчетом плотности жидкости. При этом давление в стволе должно отличаться от ожидаемого пластового не более чем на ±5%, а уровень жидкости должен находиться на глубине не менее чем 200 м от устья скважины. Пулевые перфораторы Пулевые перфораторы относятся к более раннему периоду создания стреляющих аппаратов для обсадных колонн и имеют различные конструкции. Пулевые перфораторы выбирают с учетом требуемого пробивного действия, давления и температуры в скважине, минимального проходного диаметра в колонне труб, толщины перфорируемого пласта. Пулевой перфоратор действует по принципу огнестрельного оружия. В его корпусе имеется ряд стволов с камерами. В камеру закладывают прессованный пороховой заряд с электровоспламенителем, а в ствол - пулю. При выстреле воспламеняется пороховой заряд. Образующиеся газы создают в камере высокое давление, под действием которого пуля вылетает из ствола с большой скоростью, пробивает колонну, цементное кольцо и входит в породу, образуя канал. Пулевые перфораторы разделены на два вида: 1) с горизонтальными стволами, когда длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; 2) с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания их полету направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины. Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены два или четыре вертикальных канала, камеры с взрывчатым веществом (ВВ). Стволы камер заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока, срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все камеры, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в камере достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс. В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4-5 г), поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65-145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала- 12,5 мм. Пулевые перфораторы с горизонтальным расположением ствола имеют ограниченное применение и не всегда обеспечивают нужное пробитие, т.к. длина канала мала. Пулевые перфораторы с горизонтальными стволами применяют для вскрытия пластов, сложенных слабосцементированными песками и малопрочными породами, за одной, реже за двумя колоннами обсадных труб средней прочности при обычной толщине цементного кольца в случаях, когда исключена опасность прорыва вод из близлежащих пластов. В применявшихся до недавнего времени перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ оси стволов направлены перпендикулярно к оси перфоратора, а следовательно, и к оси скважины. В этих перфораторах длина ствола, в котором пуля разгоняется под давлением пороховых газов, весьма ограничена, поэтому кинетическая энергия пули на выходе из дульного отверстия недостаточна для получения в породе каналов большой глубины. Пулевой перфоратор ПБ-2 собирается из нескольких секций. Вдоль секции просверлено два или четыре вертикальных канала, пересекающих каморы с ВВ, стволы которых заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция - запальная имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока срабатывает первое запальное устройство и детонация распространяется по вертикальному каналу во все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс и срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В этом перфораторе масса заряда ВВ одной каморы мала и составляет 4-5 г, поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65 - 145 мм (в зависимости от прочности породы и типа перфоратора). Диаметр канала 12 мм. Пулевые перфораторы снимают с эксплуатации из-за снижения пробивного действия (отбора образцов), что связано с разгаром ствольных и огнепроводных каналов и увеличением объема пороховых камор. При увеличении объема пороховой каморы более чем на 0 5 см3 уточняют массу заряда. С ростом числа произведенных выстрелов пробивное действие пулевых перфораторов снижается вначале (примерно до 20 выстрелов) незначительно, а затем более интенсивно. Перфоратор снимают с эксплуатации при неудовлетворительных результатах испытаний на пробивное действие, проведенных отстрелом на стенде. Долговечность пулевых перфораторов с горизонтальными стволами и стреляющих грунтоносов составляет в среднем 50 - 60 залпов (выстрелов из каждого ствола), перфораторов с вертикально-криволинейными стволами - 40 - 50 залпов. Поиск конструкторов по повышению эффективности пулевых перфораторов привел к созданию конструкции с вертикальнокриволинейными стволами типа ПВН, в которых разгон пуль осуществляется по стволам значительной длины, расположенным вдоль оси корпуса. При такой конструкции длина ствола увеличивается до 400 - 500 мм против 60 70 мм у перфораторов с горизонтальным расположением стволов, а скорость пули на выходе из ствола достигает 900 - 1000 м / с. Поэтому такие перфораторы имеют пробивную способность, сравнимую с пробивной способностью кумулятивных перфораторов того же поперечного размера при отстрелах по породам средней прочности. На рисунке 3.1 показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. Рисунок 3.1 - Пулевой перфоратор с вертикальнокриволинейными стволами: 1 - корпус; 2 - пуля; 3 - канал перфоратора; 4 отклоняющий участок; 5 - пороховой заряд, 6 -воспламенитель Поскольку масса пули в перфораторах типа ПВН в 4-5 раз выше массы пуль, применяемых в перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, то кинетическая энергия, которую получает пуля на выходе из ствола, больше в 10 раз и достигает 4000 кН. Поэтому указанные перфораторы имеют пробивную способность, которую можно сравнить с пробивной способностью кумулятивных перфораторов такого же поперечного размера при отстрелах в породах средней прочности. Для вторичного вскрытия применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (диаметры 90, 73, 70 мм), которые могут спускаться в обсадную колонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм. В перфораторах типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил реакции парные стволы идут от общих пороховых камер навстречу друг другу [9-10]. Перфоратор ПВТ73 отличается двухствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по противоположным направлениям. В одноканальном многосерийном перфораторе ПВК70 ствол проходит вдоль оси перфоратора и в нем используются пули с увеличенными диаметром и массой. Длина канала, пробиваемого пулей в породе средней прочности, составляет 140 мм для ПВН90 и ПВН90Т, 180 мм для ПВТ73 и 200 мм для ПВК70. Учитывая, что пробивная способность пуль в значительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, длина каналов в породах низкой и средней прочности, создаваемых пулевыми перфораторами, больше длины каналов, создаваемых кумулятивными перфораторами, а в породах выше средней прочности (50 МПа) - наоборот, меньше. Поэтому целесообразнее применять пулевые перфораторы для вскрытия пластов, составленных слабосцементированными, непрочными породами. Кроме того, благодаря интенсивному трещинообразованию при вхождении в породу пули эффективность вскрытия будет во многом зависеть от количества и длины трещин. С этой точки зрения большее предпочтение пулевым перфораторам следует отдавать при вскрытии сыпучих пород. Поскольку воздействие пулевого перфоратора на обсадную колонну несколько больше кумулятивного корпусного, применение его нежелательно при качественном цементировании обсадной колонны, при наличии близких водоносных горизонтов. Следует также учесть, что продуктивность работ с пулевыми перфораторами несколько ниже, чем с кумулятивными, так как за один спуск они могут вскрыть лишь до 2-3 м пласта с плотностью до пяти отверстий на 1 м. Торпедные перфораторы Торпедирование в скважине - взрыв, производимый при помощи торпеды (заряда взрывчатого вещества). Торпеда кроме заряда взрывчатого вещества содержит средства для взрыва: взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора, и шашку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Масса ВВ одной камеры - 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100 - 160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн [9-10]. Аппарат состоит из: - Секций, в каждой из которых по два горизонтальных ствола; - Снарядов, снабженных внутренним зарядом ВВ и детонатором. Технические характеристики:  Масса внутреннего заряда ВВ –5 г  Масса ВВ одной камеры – 27 г  Длина каналов в породе – мм 60 ÷ 100  Диаметр перфорационного канала – 22 мм  Максимальная толщина вскрываемого интервала пласта – 1м Рисунок 3.2 – Установка торпедных снарядов в обсадную колонну Торпедирование применяют для разрушения пород продуктивных пластов - образования в них трещин для лучшей отдачи нефти или газа, а также с целью обрыва или встряски прихваченных бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, раздробления металлических предметов на забое скважины (шарошек, долот и т. д.). Иногда торпедирование применяют с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны от глинистых осадков, очистки фильтра, пробивания окна в обсадной колонне для бурения нового ствола и т. д. Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией. Кумулятивные перфораторы Механизм образования кумулятивной струи следующий. При взрыве вещества в виде цилиндрического заряда происходит почти мгновенное превращение его в газоподобные продукты, которые разлетаются во все стороны в направлениях, перпендикулярных поверхности заряда. Суть эффекта кумуляции в том, что газоподобные продукты детонации части заряда, называющиеся активной частью и движущиеся к оси заряда, концентрируются в мощный поток, который называется кумулятивной струей (рисунок 3.3). Если углубление в заряде облицовано тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль её оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газоподобных продуктов, но и из размягченного металла, который выделяется из металлической облицовки. Имея очень высокую скорость в главной части (6-8 км/с), при ударе о твердую перепонку струя развивает такое давление, под воздействием которого наиболее прочные материалы разрушаются. Для большинства зарядов давление кумулятивной струи на перепонку составляет 20-30 ГПа, в то время как граница прочности горных пород в 400-600 раз меньше [9-10].. По гидродинамической теории кумуляции (М.А. Лаврентьев и Г.И. Покровский) длина пробитого канала в перепонке 1к не зависит от механической прочности материала перегородки, а определяется только соотношением плотностей материала струи  c и перегородки  п : 1/ 2 λκ  ρ  λс  с   ρп  , (3.1) где 1г - длина кумулятивной струи, для большинства зарядов равна длине образовавшегося кумулятивного углубления. Н.Г. Григорян уточнил эту формулу и привел ее к виду 1/ 2 λκ   ρ 2 Д  λс  с 2   ρп  П с  , (3.2) где  Д - динамическое значение прочности перепонки; vc - скорость встречи струи с перепонкой. Таким образом, длина канала в перегородке при проникновении в нее кумулятивной струи почти не зависит от прочности перегородки, благодаря чему кумулятивные перфораторы могут применяться для вскрытия пластов с наиболее прочными породами. Формирование перфорационных каналов в пласте носит следующий характер. При разрушении металлической облицовки от детонации заряда в кумулятивную струю переходит лишь 10 % ее массы. Рисунок 3.3 - Схема распределения кумулятивной струи: 1 - заряд; 2 - продукты детонации; 3 - металлическая облицовка; 4, 5 кумулятивная струя; 6 – порода Остальная ее часть формируется в стержне сигароподобной формы, который называется пестом и двигается со скоростью около 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем главная часть струи, пест может застрять в уже образовавшемся канале и частично или даже полностью закупорить его. Лабораторные эксперименты показывают, что около 15 % всех перфорационных каналов полностью закупорены застрявшим в обсадной колонне пестом. При проникновении струи в перепонку расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно больше диаметра собственно струи. Но за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уплотнение породы вокруг канала, так и его разрыхление. Это объясняется тем, что после прохождения волны сжатия в породе происходит смыкание порового пузыря в образовавшемся перфорационном канале. Вследствие этого обратная волна (волна растяжения) может вызвать зону разрушения породы, которая значительно превышает первичный размер канала, если прочность породы на растяжение мала. Так, при отстрелах по слабосцементированным песчаникам при среднем диаметре отверстия в породе 10 мм зона разрушения породы может достигать 20-35 мм. В случаях, когда порода имеет большой предел прочности на растяжение, происходит уплотнение породы вокруг канала с той или иной степенью уменьшения прочности. Хотя кумулятивная струя имеет высокую температуру (900-1000 °С) плавления горной породы не происходит из-за чрезвычайно короткого времени образования канала (менее 100 мкс). Поэтому стенки канала не имеют следов плавления. Для образования кумулятивной струи при взрыве заряда необходимое условие - отсутствие в кумулятивной полости заряда любой жидкости, иначе от взрыва заряда вместо кумулятивного эффекта будет иметь место фугасное действие. Поэтому кумулятивные заряды перфораторов изолируют от скважинной жидкости путем размещения их в индивидуальные герметические оболочки (бескорпусные перфораторы) или в общие герметические корпусы (корпусные перфораторы). Корпусные кумулятивные перфораторы обеспечивают наименьшее нежелательное воздействие на обсадную колонну и затрубное цементное кольцо, так как основную часть энергии взрыва заряда воспринимает на себя корпус перфоратора. При этом в зависимости от особенностей корпуса перфораторы делятся на корпусные многоразового (ПК) и корпусные одноразового (ПКО) использования. В перфораторах типа ПК корпус воспринимает не только гидростатическое давление, но и многократные взрывные нагрузки, поэтому толщина его должна быть больше, чем в перфораторах типа ПКО. Это приводит к тому, что при одних и тех же габаритах перфоратора в ПК масса заряда меньше, чем в ПКО. Из перфораторов типа ПК наиболее распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО - перфораторы ПК089, ПК073. Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах наиболее распространены перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся - перфораторы с зарядами в вылитых алюминиевых оболочках КПРУ65, ПР54. Рисунок 3.4 – Корпусный кумулятивный перфоратор 1 головка; 2 - корпус; 3 - детонирующий шнур; 4 - кумулятивный заряд; 5 - герметизирующее уплотнение; 6 - взрывной патрон; 7 - наконечник. Рисунок 3.5 Корпусный кумулятивный перфоратор многократного использования ПК105ДУ: 1 – взрывной патрон; 2 – шнур; 3 – заряд; 4 электропровод Основное преимущество полностью разрушающихся перфораторов — возможность спуска через насосно-компрессорные трубы, а также вскрытие пластов при загерметизированном устье скважины и стационарно спущенной колонне НКТ. Недостаток разрушающихся перфораторов — значительное засорение скважины осколками оболочек зарядов и обойм, которые из-за низкой плотности, сравнимой с плотностью утяжеленных растворов, могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в колонне или закупорить штуцер, затрудняя испытание и эксплуатацию скважины. По этой же причине повторный спуск перфоратора нежелателен, в случае необходимости, например при спуске через насосно-компрессорные трубы, требует предварительного шаблонирования. Размеры осколков увеличиваются с ростом гидростатического 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 камень. Правда, при наличии трех или четырех зацементированных колонн повреждение внутренней колонны обычно невелико и не может заметно нарушить разобщение пластов. Перфораторы ПК-Н, ПКО, ПКОТ, ПНКТ1 практически не засоряют скважину остатками, далее по возрастанию степени засорения следуют перфораторы ПК-ДУ, ПК, ПВН, ПКС, ПР, КПРУ. Вскрывают пласт при репрессии всеми перфораторами, спускаемыми в скважину на кабеле непосредственно в обсадную колонну. В скважинах, заполненных утяжеленным вязким раствором, желательно использовать перфораторы, средняя плотность которых существенно превышает плотность раствора; в противном случае к перфоратору необходимо присоединить груз соответствующей массы. Кумулятивные корпусные перфораторы многократного использования ПК и ПК-ДУ являются массовым средством вскрытия пласта в неосложненных скважинах средней глубины, в неглубоких скважинах с низким гидростатическим давлением и в «осушенных» скважинах, при небольшой мощности продуктивных пластов; они обеспечивают сохранность обсадной колонны и цементного камня, достаточные пробивное действие и проходимость при невысокой производительности труда. Перфораторы повышенной эффективности ПК-Н применяют для вскрытия пластов в глубоких скважинах при высоких температуре и давлении, а также в случаях, когда требуется повышенное пробивное действие, в частности для скважин двух- и трехколонной конструкции. Кумулятивные корпусные перфораторы однократного использования ПКО и ПКОТ применяют в глубоких скважинах двух- и трехколонной конструкции при высоких температуре и давлении. Более дорогие и менее производительные перфораторы ПКОС применяют в сверхглубоких скважинах при очень высоких значениях давления и температуры и для решения специальных задач, в частности для прострела стенок бурильных труб. Однако при использовании корпусных перфораторов также не исключаются скачки давления во время перфорации. Так, по данным ПО "Ноябрьскнефтегаз", при использовании перфораторов ПК-105 скачок давления составляет 59,5 МПа, а ПКО-73 — 53,5 МПа. Такие давления могут привести к разрушению цементного камня за обсадной колонной и образованию канала между обсадной колонной и цементным камнем. Общим достоинством бескорпусных перфораторов является: легкость, удобство в обращении, достаточная гибкость, позволяющая спускать их в скважину малого диаметра и через суженные участки обсадной колонны, более высокое, чем у корпусных перфораторов тех же габаритов, пробивное действие и возможность отстрелять за один спуск большее число зарядов и вскрыть пласт большей мощности. Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорять проведение прострелочно-взрывных работ, так как за один спуск перфоратора может быть вскрыто 30 м пласта. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно выполнять вторичное вскрытие пластов, спуская их внутрь насосно-компрессорных труб. Однако степень действия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно больше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединяющих деталей, которые позже могут привести к осложнениям при эксплуатации скважины [9-10]. Ленточные перфораторы с зарядами в стеклянных или ситалловых оболочках мало засоряют скважину осколками, хорошо проходят в скважину, дают возможность судить о работе каждого заряда по деформации гнезд в лентах, позволяют за один спуск, вскрыть разобщенные пласты, если использовать соответствующее число не оснащенных зарядами лен. В то же время деформируемая при взрыве зарядов лента затрудняет извлечение отстрелянного перфоратора из скважины и может привести к прихвату, особенно в случае неполной детонации или отказа отдельных зарядов. Заряды простреливают стенки скважины в одной плоскости (перфораторы типов КПРУ в двух плоскостях), в связи с чем ухудшаются условия вскрытия пласта и увеличивается степень повреждения обсадной колонны и цементного камня. Рисунок 6 – Ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105 Размеры перфорационных каналов, которые образуются при отстреле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по одинаковым целям с породой прочностью на одноосное давление 45 МПа, показаны на рисунок 3.7. В таблицах 3.1-3.3 приведены классификация типов кумулятивных перфораторов, области применения стреляющих перфораторов и комплекс стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Сверлящий перфоратор Зондовая перфорация Гидромеханические перфораторы Щелевые гидропескоструйные перфораторы СГАП-138-2К ЗПКО50С (mз=7,5 г) ППС 112-60 ПВН 90 (v=940 м/с) ПКО 73 (mз=28 г) ПКО 89 (mз=50 г) ПР 54 (mз=15 г) КПРУ 65 (mз=30 г) ПК 85ДУ (mз=12,5 г) ПК 95Н (mз=17,5 г) ПКС 105ДУ (mз=21,5 г) ПКС 65 (mз=18,5 г) ПКС 80 (mз=21,5 г) ПКС 105 (mз=50 г) Рисунок 3.7 Размеры перфорационных каналов, создаваемых различными перфораторами Кумулятивные ленточные перфораторы с зарядами в стеклянных или ситалловых оболочках, обеспечивающие высокие пробивное действие и производительность труда, являются массовым средством вскрытия пласта в скважинах средней глубины, в том числе двух- и трехколонной конструкции на месторождениях, характеризующихся большой мощностью пластовколлекторов, где допустимо повышенное воздействие взрыва на обсадные трубы и цементный камень. Перфораторы типа ПРК (ПРК-42С, ПРК-54С, ПРК-80) с зарядами в алюминиевых оболочках на утяжеленном жестком каркасе обладают лучшей проходимостью в скважине по сравнению с ленточными и полностью разрушающимися перфораторами. Малая деформация каркаса не затрудняет извлечение отстрелянных перфораторов типа ПРК из скважины, в том числе через насосно-компрессорные трубы. Перфораторы типа ПРК засоряют скважину осколками больше, чем ленточные, но меньше, чем полностью разрушающиеся перфораторы. По деформации каркаса можно судить о полноте срабатывания зарядов. Кумулятивные бескорпусные полностью разрушающиеся перфораторы КПРУ и ПР для вскрытия пласта при репрессии используют в скважинах средней глубины малого диаметра или при наличии местных сужений в колонне, затрудняющих спуск и извлечение других перфораторов. С этими перфораторами можно работать в скважинах, в которых допустимо повышенное воздействие взрыва на обсадную колонну, цементный камень и оставление большого количества алюминиевых осколков, когда имеется достаточной глубины зумпф для их осаждения. Таблица 3.1 - Классификация кумулятивных перфораторов Класс Корпусные Тип Многоразового использования Марка ПК ПК-10x4 ПКДУ ПКН Одноразового использования ПКО ПКОТ ПКОС ПКН ПНКТ Бескорпусные Частично саморазрушающиеся Особенности С зарядами в бумажных оболочках Четырехстороннего действия С повышенной термобаростойкостью С зарядами повышенной пробивной способности и проходимости в цинковых оболочках Секционные с корпусной трубой С опорными трубами и повышенной термобароустойчивостью С опорными втулками Спускаются на НКТ То же с повышенной термобаростойкостью ПКС С зарядами в стеклянных оболочках Ленточные ПКС-Т Штанговые ПРВ С зарядами в стеклянных упрочненных или стальных оболочках (с повышенной термобаростойкостью) Для водяных скважин большого диаметра То же для газовых скважин С зарядами в алюминиевых оболочках, усовершенствованные Полностью разрушающиеся нераскрываемые ПРГ КПРУ Полностью разрушающиеся раскрываемые ПР, IIКP То лее с вмонтированной системой детонации, спускаются через НКТ или бурильные трубы с минимальным внутренним диаметром 50-62 мм Таблица 3.2 - Области применения стреляющих перфораторов Класс Тип Корпусн Многоразово ые го кумуляти использовани вные я перфорат оры Бескорпу сные кумуляти вные перфорат оры Шифр ПК, ПКДУ, ПКН, ПК-10x4 Одноразовог о использования ПКО, ПКОТ, ПКОС, ПКОС-38, ПКОС-48 Многоразово го использования с зарядами четырехстороннего действия ПНК, ПНКТ Частично разрушающи еся: ленточные штанговые ПК103х10х4 ПК85х10х4 ПКС, ПКС-Т, ПРВ, ПРГ Области и условия применения Вскрытие пластов: 1) сравнительно небольшой толщины на средних глубинах; 2) при угрозе недопустимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 3) когда нежелательно оставлять в скважине остатки от перфоратора и зарядного комплекта; 4) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применяются Вскрытие пластов: 1) при угрозе недопустимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) когда нежелательно оставлять в скважине остатки от перфоратора и зарядного комплекта; 3) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применяются Вскрытие пластов большой толщины на средних глубинах Вскрытие пластов на больших глубинах при значительных давлениях Прострел бурильных, обсадных или насосно-компрессорных труб при необходимости восстановления циркуляции жидкости в скважине Вскрытие пластов при созданной депрессии на пласт и герметизированном устье скважины (без применения кабеля и лубрикаторов) Прострел густой сетки отверстий в обсадной колонне при проведении изоляционных работ в скважине Вскрытие пластов: 1) мощных, когда допускаются деформации (без разрушения) обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) под колонной НКТ или при герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при Пулевые перфораторы Торпед ные перфорат оры С поднимающ имся каркасом Полностью разрушающиеся ПКС, ПКС-Т нераскрываю щиеся КПРУ, ПР, ПКР раскрывающ иеся С вертикальнок риволинейны ми стволами С горизонтальн ых размещение м стволов С горизонтальн ым размещением стволов залпового действия искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температурами и давлениями Вскрытие пластов: 1) мощных; 2) когда нежелательно оставлять в скважине стекла оболочек, зарядов и другие детали перфораторов Вскрытие пластов: 1) мощных, когда допускаются деформации (без разрушения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) под колонной НКТ или при герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температурами и давлениями Прострел бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб с целью восстановления циркуляции жидкости в скважине ПВН, ПВК, ПВТ Вскрытие пластов: 1) представленных малопроницаемыми породами ниже средней прочности; 2) с сильно загрязненной призабойной зоной АПХ, ППМ, IIБ Вскрытие пластов:1) представленных слабосцементированными песчанками, через одну колонну труб при нормальной толщине затрубного цементного камня (при отсутствии заполненных цементом каверн); 2) вскрытие после прострела стенок скважины кумулятивными перфораторами пластов, представленных породами средней твердости, особенно перед ГРП, солянокислотной обработкой, так как дополнительная стрельба пулями может привести к образованию в породе трещин, которые объединят каналы, созданные пулями и кумулятивными струями. Вскрытие пластов, составленных малопроницаемыми породами средней прочности, в которых целесообразно создать каверны и трещины с целью повышения проницаемости прискважинной зоны пласта ТПК, ТПМ Таблица 3.3 - Основные технические характеристики стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов Кумулятивные перфораторы Корпусные Бескорпусные Параметры ПК85ДУ, ПК105ДУ ПК80Н, ПК95Н ПНКТ73, ПНКТ89 ПКО73, ПКО98 ПКОТ73, ПКОТ879 Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальная температура, °С Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа Минимальный внутренний диаметр ОК ( или НКТ) для малогабаритных перфораторов, мм Число труб в интервале перфорации Репрессия («+») Депрессия ( «-») 80 120 100 45 (сталь «Е») 120 (сталь «Е») 180;200 200 170 180;200 - - 10 98 118 96 118 96 118 20(ЗПКО73) 10(ЗПКО73Е) 20(ЗПКО89) 10(ЗПКО89Е) 96 118 1 1-2 + 1-3 Пулевые перфорато ры ПВКТ70, ПВТ73 ПКСУЛ80, ПР43, ПКСУЛ80-1, ПР54 ПКС105У 50;80 80 КПРУ65 80 100 180;200 100;150 150 150 200 40 50 10 10 - - - 96 118 96 118 50 62 76 98 1 1-2 1-2 1-3 + + + 1-3 1-3 1-3 1-3 + - + + + Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск 20 20 250* 60(100°С) 20(100°С)* 45(100°С)* 15(100°С) 40(100°С) 20(100°С) 30(Т100°С) * 15(Т100°С) 10 100* 100 300 12 10 Максимальная 12 12 6 10 6 10 8 2 плотность за 6(ЗПКО89) 11 спуск, *10(ЗПКО89Е 6 отверстие/м ) Полная длина** 95 185 155 155 155 165 120 канала в 145 255 250 250 250 165 250 200 комбинированной 275 мишени при твёрдости породы (не менее) 700 МПа, мм Средний диаметр 3 10 11 11 11 8 8 25 канала, мм (не 8,5 12 12 12 12 12 10 9 20 менее), при твёрдости породы 700 МПа *Максимальное число зарядов, отстреливаемых за спуск, для перфораторов типа ПКСУЛ, ПКС, ПНКТ, ПКО и ПКОТ должно устанавливаться в зависимости от геолого-технических условий в скважине, состояния колонны и цементного камня, качества корпусов и средств взрывания. При минимально допустимых зазорах между перфоратором и обсадной колонной и (или) низком качестве корпусов и средств взрывания максимальное число одновременно отстреливаемых зарядов должно быть уменьшено и устанавливается в каждом конкретном случае. **Комбинированная мишень состоит из стальной (ст. 3) пластины толщиной 10 мм, цементного камня толщиной 20 мм и искусственного песчаника с твёрдостью по штампу не менее 700 МПа. Гидропескоструйные перфораторы Метод гидропескоструйной перфорации заключается в создании в ПЗП каналов фильтрации с использованием кинетической энергии и абразивного воздействия струи жидкости, имеющей в своем составе кварцевый песок [9]. Высокоскоростная затопленная струя жидкости с песком, исходящая из сопел гидроперфоратора в направлении стенки скважины под высоким давлением, разрушает (просверливает) в заданном интервале ПЗП металл обсадной колонны, проникает в цементное кольцо и породу, создавая канал, по которому происходит сообщение скважины с пластом. Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии сформированного в насадках потока жидкости с песком в породах прочностью на сжатие σж = 100÷20 МПа, имеют длину 10÷30 см и поверхность фильтрации S = 200÷500 см2. Поскольку поверхность фильтрации таких каналов в несколько десятков раз больше поверхности каналов, возникших в результате кумулятивной перфорации, то ГПП особенно полезна при вторичном вскрытии трещинных коллекторов. Для образования каналов ГПП, больших, чем получаемых при КП, применяют интенсивные параметры проведения процесса. Длина канала увеличивается на 30 % при использовании насадок диаметром d = 6 мм вместо 4,5 мм, на 30-50 % - при разгазировании жидкости азотом, на 40 % при возрастании перепада давления в насадках  от 20 до 40 МПа. Если время формирования канала увеличить от 20 до 60 мин, то его длина будет медленно возрастать на 20 %, а поверхность фильтрации - на 400 % (очень быстро). При одновременном применении упомянутых средств длина канала может увеличиваться в 2-3 раза. Однако не следует забывать, что ГПП технологически сложный и дорогостоящий процесс. Например, ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м в несколько раз дороже, чем КП зарядами ПК-103 при плотности 20 отверстий на 1 м. ГПП применяют преимущественно в разведочных скважинах с многоколонной конструкцией, с трещиноватыми коллекторами, а также при капитальном ремонте, особенно после изоляционных работ, для повторной перфорации. Технологическая схема. Для проведения ГПП в скважину (рисунок 3.8) на НКТ спускают пескоструйный аппарат, в корпусе которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивостойкого материала. Для точной установки АП напротив перфорированных пластов над НКТ размещают толстостенную муфту длиной до 50 см с толщиной стенки 10-15 мм. В АП предусмотрено два гнезда для клапанов. Верхний большой шаровой клапан закидывают временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают обратным промыванием. Нижний, меньшего диаметра, закидывают на время образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для отведения потока проводят при помощи самоуплотённого сальника. Последовательность работы. Перед процессом ГПП опрессовывают НКТ, после чего обратным промыванием поднимают верхний шаровой клапан и определяют гидравлические затраты давления  Малогабаритным затр. прибором исследуют геологический разрез скважины ГК (НГК), чтобы направить АП к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес. После этого закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают жидкость с абразивным материалом. Преимущественно это песок Франции размером 0,8-1,2, реже 2 мм. Смесь жидкости с песком поступает с расходом 8—16 л/с, при этом давление па насосных агрегатах составляет 25-45 МПа. При таких условиях скорость потока на выходе из насадок составляет 160240 м/с. Рисунок 3.8 Схема перфорации в скважине гидропескоструйным методом (а) с помощью перфоратора АП-6М1 (б): 1 - обсадная колонна; 2 - НКТ; 3 АП: 4 - насадка; 5 - пласт; 6 -каналы ГПП; 7 - сальник Давление на манометрах агрегатов во время образования каналов должно быть постоянным, например 35 МПа. На выходе из насадки потенциальная энергия давления жидкости переходит в кинетическую энергию потока, которая во время ударов песчинок о перегородку (грубы, породы) разрушает их. Частицы разрушенной породы выносятся из канала перфорации в затрубное пространство и вымываются на поверхность. Если аппарат с насадками зафиксирован якорем на конце труб неподвижно, то образованный канал будет иметь грушевидную форму. Такие условия образования канала называют закрытыми. Если аппарат не зафиксирован (что бывает наиболее часто), то он в конце НКТ получает обратнопоступательное движение, и канал принимает форму вертикальной выемки длиной 5-10 см. Движение аппарата обусловлено произвольным колебанием давления (±2-3 МПа) на агрегатах. При незафиксированном аппарате из пласта выносятся части породы (чаще до 10 мм), а условия образования канала называют открытыми. Механизм образования канала объясняется по рисунку 3.9. Рассмотрим плоское сечение потока, вытекающего из насадки диаметром d0 с начальной скоростью u0 и образовывающего канал. Скорость u0 сравняется на расстоянии от насадки l0 ≤ 5 d0 которую называют начальным участком потока; далее скорость резко снижается, потому что с отдалением от насадки внешние границы турбулентного потока расширяются за счет захвата частиц жидкости из окружающей среды [9-10]. Вследствие увеличения массы осевая скорость потока снижается от u0 до ux. Например, на расстоянии x =40 d0 она уменьшается до ux =0,1 u0, а сталкиваясь с дном канала, ux = 0. Поскольку скорость твердых частиц (песка) больше скорости потока, то более тяжелая твердая частица резко ударяется о перегородку (металл колонны, породу), преодолевает силы сцепления материала перегородки и разрушает его. Обсадная колонна должна находиться в пределах начального участка потока, так как тогда процесс образования отверстия в колонне длится лишь 1-2 мин. Остальное время резания затрачивается па образование канала в цементном кольце и породе. Схема образования канала в скважине изображена на рисунке 3.10. Глубина канала, формирующегося за цементным кольцом, определяется по уравнению lпл=Rап+la+lt-rc, (3.3) где Rап – радиус аппарата, м; rc - радиус скважины (по показателям каверномера в интервале формирования отверстий ГПП), мм; lt - глубина канала, сформированного ГПП, мм; la - расстояние от торца насадки до эксплуатационной колонны, мм. Рекомендуется выбрать Rап, для которого la=10÷20 мм. Если в зоне образования канала имеются большие каверны, то действие потока не может выйти за границы цементного кольца, и ГПП будет неэффективной. В этом случае следует идентифицировать формирование канала. Проектирование ГПП проводят для обеспечения заданного качества сообщения скважины с пластами путем образования необходимого количества каналов определенных размеров. Во время проектирования необходимо обосновывать выбор скважины; выбрать рецептуру жидкости для ГПП, тип абразивного материала, его фракционный состав и концентрацию в жидкости; рассчитать основные параметры процесса, подобрать глубинное, устьевое и наземное оборудование, оценить технологическую и экономическую эффективность спроектированного процесса. Обоснование выбора скважины производят на основании данных параметров работы, сравнения ее продуктивности с соседними скважинами того же пласта, данных гидродинамических исследований, по которым определяют фактическое значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины  . ГПП наиболее целесообразно применять в скважинах, гидродинамически несовершенных по характеру раскрытия пласта. Если такое несовершенство не обнаружено (например, после кумулятивной перфорации с  кн ), то принимают большее по сравнению с ним значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины после ГПП, которое необходимо достичь [10]. Рисунок 3.9 -. Схема вытекания потока в канал Рисунок 3.10 - Схема формирования канала ГПП в скважине: 1- гидропескоструйный аппарат; 2 – насадка; 3 – колонна; 4 – цементное кольцо; 5 – пласт Жидкости для ГПП не должны существенно снижать проницаемость продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от загрязнения. Для ГПП преимущественно применяют водные растворы ПАЖ на пресной технической или минерализованной пластовой воде. ПАЖ выбирают по таким же принципам, как и продвигающие и вытесняющие жидкости для кислотных обработок. Целесообразно, кроме того, использовать рецептуры таких жидкостей для глушения скважины перед текущим или капитальным ремонтом. Абразивный материал - это обычно кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до 0,5 %), фракционный состав песка 0,5-1,2 мм. Наибольшие частицы не должны быть более 2 мм, так как иначе они могут закрывать отверстия насадок АП. Оптимальная концентрация песка составляет 30-50 кг/м3 (3 - 5 %). С возрастанием концентрации песка обычно увеличивается объем канала ГПП при той же глубине. Прочность породы на сжатие значительно влияет на длину канала. Начальная скорость разрушения породы, от которой зависит длина канала ГПП, является функцией квадратного корня значения ее прочности на сжатие uоп=f   сж . Например, при одинаковых условиях длина канала в породе с прочностью на сжатие 20 МПа составляет 185 мм, а с прочностью 60 МПа 125 мм. Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала ГПП. Наиболее эффективные насадки с коноидальными входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличение диаметра насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти вдвое. Рисунок 3.11 – Работа гидромониторных струй ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с. высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5-1,8 г/см3 с абразивным материалом. Во время проведения возрастают вязкость и статическое напряжение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется диспергированием глинистых и абразивных частиц во время резания. Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят раствор бентонитовой глины плотностью 1,14-1,18 г/см3. Потом на поверхности производят 5-6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давле- ния 25-30 МПа, направляя поток на металлический предмет. В этот момент диспергируются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Далее добавляют к приготовленному раствору абразивный материал - барит, гематит, кварцевый песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диаметр частиц абразива находится в пределах 0,4-0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5 % абразивного материала. После 2-3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абразивный материал новым (также 5 %). Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений. ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважинах с низким пластовым давлением, Особенности технологии связаны с применением двух азотных газификационных установок АГУ-8к, которые перевозят жидкий азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расходом 6 нм3/мин. Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давление газожидкостной смеси с газосодержанием потока  = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) достигает на устье 30 МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ. Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина канала возрастает на 30 %, а его объем - на 200 %. Возникает дополнительный перепад давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жидкого азота на скважины, и его высокую стоимость. ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоистых пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г.Д. Савенкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжением образования тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток частично сбрасывается в канал, образованный перекрытой насадкой. ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонтальных надрезов пласта впервые предложено ВНИИ (Москва) для инициирования щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т.п. ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глубоких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой на гибкой трубке, которая входит в пласт, а также конструкции ЦНДЛ AT "Укрнафта" (г. Ивано-Франковск), института "Сирка" (г. Львов). Сопла (гидромониторные насадки) вмонтированы в гидроперфоратор, который спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и устанавливается против обрабатываемого продуктивного пласта. В зависимости от поставленной задачи и используемого оборудования ГПП можно проводить в нескольких режимах. Так называемые «точечные» перфорации, проводятся при фиксированном положении гидроперфоратора (насадок) в скважине, образуют отдельные, овальной формы сечения, каналы фильтрации. Более эффективными являются щелевые ГПП, или щелевые вскрытия, создающие в ПЗП каналы значительно большей площади, в виде щелей определенной ориентации и глубины. Образование вертикальных, расположенных параллельно оси скважины щелей достигается некоторым перемещением (движением) гидроперфоратора в заданном интервале ПЗП непосредственно в процессе ГПП. Образование горизонтальной круговой щели в стенке скважины (в качестве частной задачи, например для обрезания обсадной колонны) осуществляется вращением рабочей колонны труб в процессе абразивного воздействия. Наиболее эффективным считается щелевое вскрытие с созданием вертикальных, диаметрально-противоположных щелей. Перфоратор для проведения ЩГПП отличается тем, что его четыре насадки выполнены не на одном уровне, а с разносом по высоте перфоратора на 100 мм каждая и по окружности на 90 каждая, что позволяет иметь повышенную прочность корпуса в месте установки насадок и исключить абразивное разрушение корпуса в результате сложения потоков из всех насадок в случае их расположения на одной высоте и, кроме того, за один раз охватить большую по мощности толщину пласта [12]. Такое расположение насадок позволяет избежать концентрации напряжений в эксплуатационной колонне в интервале реза - 300 мм и предупредить возможную аварийную ситуацию с эксплуатационной колонной. Преимуществами ЩГПП являются: многократное по сравнению с другими методами перфорации увеличение площади вскрытия пласта, в 2-8 раз; создание новых путей фильтрации благодаря разгрузке напряженного состояния пород в прискважинной зоне; восстановление потенциальных дебитов нефтедобывающих и значительное повышение результативности основных методов воздействия на пласт нагнетательных скважин. Несмотря на длительное применение данной технологии, не были решены такие вопросы, как: надежное получение протяженных щелей большой площади; освобождение от осевшего песка щелей, интервала перфорации и ствола скважины ниже него до искусственного забоя; определение размеров щелей, образованных в процессе гидропескоструйной перфорации; повышенная опасность аварийных ситуаций, связанных с внезапным перекрытием насадок и порывом колонны НКТ; - отсутствие методов определения местоположения и размеров щелей. сложность и несовершенство конструкций забойных движителей, не позволяющих синхронно осуществлять прорезку щелей и перемещения перфоратора; расчет основных параметров ЩГПП; интенсификация притока в период после завершения ЩГПП до спуска лифта для добычи нефти. - Щелевые гидромеханические перфораторы Технические характеристики изготавливаемых в настоящее время щелевых перфораторов приведены в таблице 3.4 [13]. Таблица 3.4 – Технические характеристики гидромеханических щелевых перфораторов (ГМЩП) Основные параметры Диаметр эксплуатационной колонны, мм Наружный диаметр перфоратора, мм Толщина режущего диска, мм Присоединительная резьба НКТ, мм двухсторонних Модель гидромеханического щелевого перфоратора ГМЩП- ГМЩП- ГМЩП- ГМЩП- ГМЩП- ГМЩП102 114 140 146 168 178 140 146 168 178 102 114 79 89 9 10 60,3 112 115 135 145 10 10 12 12 73 Технология двухсторонней гидромеханической щелевой перфорации с использованием ГМЩП следующая: после проведения подготовительных работ, включающих привязку (ГК+МЛМ) и шаблонирование эксплуатационной колонны, ГМЩП на колонне насосно-компрессорных труб спускается в скважину до планируемого интервала перфорации. Геофизическим методом гамма-каротажа (ГК), прописываемым после спуска, осуществляется привязка реперного патрубка перфоратора к заданному интервалу перфорации. После создания давления в НКТ накатными дисками (3), расположенными диаметрально противоположно, формируют щели в колонне, которые обеспечивают вскрытие пласта по всей его длине и удаление цементного камня по всей поверхности вскрытого интервала. Процесс перфорации регистрируется индикатором веса ИВЭ-50 или любым другим аналогичным прибором. Особая рабочая боковая поверхность дисков фрезерует кромки щелей, что позволяет достичь высокого качества геометрии форм продольных щелей в теле эксплуатационной колонны, а возможность создания двух диаметральных щелей позволяет снять кольцевые напряжения металла, что исключает смыкание щелей (рисунок 3.12). Рисунок 3.13 – Обсадная труба, разрезанная щелевым перфоратором на стенде Рисунок 3.12 – Двухсторонний гидромеханический щелевой перфоратор Одновременно благодаря наличию свободного выхода в скважину через длинную щель потока, отраженного от преграды, устройство позволяет под действием высоконапорных струй жидкости, исходящих из гидромониторных насадок (2), формировать во вскрываемом пласте глубокие каналы.. В обрабатываемых интервалах скважин могут быть сформированы четыре продольные щели, сориентированные по заданным углам. А дополнительные технологические отверстия (1) позволяют за один спуск проводить полноценную химическую обработку призабойной зоны скважины с последующим освоением методом свабирования. Закачка химических составов в пласт может осуществляться как через гидромониторные форсунки перфоратора, так и через дополнительные отверстия в верхней части прибора. В последнем случае обработка призабойной зоны производится в режиме воронки. Для контроля перфорации могут служить такие методы, как применение электроимпульсного магнитного дефектоскопа или скважинно-акустическая телеметрия. Для проведения перфорации используются различные гидромониторные насадки: круглые, квадратные, щелевые. Квадратные и щелевые насадки имеют меньший коэффициент расхода по сравнению с круглыми. Однако этот недостаток компенсируется тем, что они практически не забиваются твердыми частицами и окалиной, имеющимися в прокачиваемой жидкости, в связи, с чем не требуется установка фильтров в рабочий инструмент. В зависимости от типа коллектора в качестве рабочей жидкости могут быть использованы технологические растворы, обработанные гидрофобизирующими и ингибирующими присадками, вода или нефть. Таким образом, основными преимуществами ГМЩП являются: отсутствие ударного воздействия на колонну; отсутствие кольцевых сжимающих напряжений металла вследствие формирования двух диаметрально расположенных щелей, что полностью исключает их смыкание; высокая удельная площадь вскрытия одного погонного метра колонны - в 12-14 раз больше, чем при использовании кумулятивной перфорации; выход дисков за эксплуатационную колонну на 20 мм, что способствует значительному разрушению цементного кольца; механическая скорость перфоратора с учетом гидромониторной обработки составляет 40-60 мин на метр; гарантированная мощность пласта, вскрываемого за один СПО, до 50 м колонны марки стали «Д» возможность проведения обработки призабойной зоны пласта жидкостью вскрытия, в том числе проведения кислотной обработки под давлением через гидромониторные насадки без подъёма перфоратора: возможность проведения освоения скважины после ГМШП без подъёма перфоратора методом свабирования. Сравнительная характеристика основных параметров щелевой гидромеханической и щелевой гидропескоструйной перфораций представлены в таблице 3.5. Таблица 3.5 – Сравнение гидропескоструйной и гидромеханической щелевых перфораций [14] Показатели Применяемое оборудование Число и виды используемых агрегатов Необходимость применения абразива Механическая скорость Щелевая перфорация гидропескоструйная Специальное устьевое оборудование с рабочим давлением 70 МПа Два насосных агрегата с рабочим давлением 70 МПа, пескосмесительный агрегат, блок манифольда Кварцевый песок с заданным размером зерен и содержанием кварца не менее 50 % 0,6 гидромеханическая Стандартное устьевое оборудование с рабочим давлением 15 МПа Один агрегат с рабочим давлением 15 МПА Не требуется 6 прорезания щели, м/1,5 ч Наличие прямых признаков прорезания щели и её размеров Возможность проведения операции на депрессии и эксплуатации через перфоратор Не имеются Имеются Не имеются Имеются У гидромеханической щелевой перфорации имеются ряд следующих недостатков: - сложная конструкция цепной фрезы, выполненной в виде связанных между собой режущих элементов и замкнутой цепи; - не стабильная работа фрезы, быстрое изнашивание, выкрашивания зубьев; - является быстрое изнашивание трущихся поверхностей деталей и сложность их замены; - большая вероятность попадания шлама внутрь устройства и засорения гидромониторной насадки. Щелевой перфоратор «Перфонафт» Омскими предприятиями консорциума «Россибмаш» реализуется проект «Перфонафт» [1], в рамках которого спроектированы щелевой перфоратор ПЩ-1 и технология его применения. «Площадь 2 перфорированной щели за один спуск перфоратора (15000 см при глубине щели 0,5 м и протяженности 1,5 м) в десятки раз больше площади канала, полученного любым известным способом. ПЩ-1 обладает повышенной надежностью и требует минимальных затрат энергии. Перфоратор имеет следующие основные механизмы: узел фрезерования щели заданного размера в стенке обсадной трубы выдвижной дисковой фрезой; узел последующего программного прорезания щели в цементном слое и в продуктивном пласте бесконечной цепью с режущими элементами (бар); узел перемещения перфоратора вдоль трубы. ПЩ-1 опускается в скважину на каротажном кабеле, устанавливается в нижнее положение продуктивного пластаи начинает самостоятельное движение вверх по колонне со стабильно дозированной скоростью в интервале пласта». Эффективность проекта «Перфонафт» на практике пока не подтверждена, поскольку испытания ПЩ-1 еще только предстоят (рисунок 3.14). Рисунок 3.14 – Щелевой перфоратор «Перфонафт» Сверлящие перфораторы На российском рынке имеется несколько видов сверлящих перфораторов, которые можно разделить на три группы: 1) сверлящие перфораторы с электроприводом, спускаемые в скважину на геофизическом кабеле (ПС-112/70(90), ПГСП, ПС-112/18/500, УФПК-2), по которому в дальнейшем проводится управление ими; 2) сверлящие перфораторы с механическим приводом, спускаемые в скважину на НКТ («Крот-1»); 3) сверлящие перфораторы с гидромеханическим приводом, спускаемые в скважину на НКТ (ПГМ-5, ПГМ-4). Сверлящие перфораторы с электроприводом Сверлящие перфораторы с электроприводом [15] представляют собой герметичный блок, внутри которого находятся электродвигатель, редукторный механизм, механизм фиксации (прижимного действия), подвижное твердосплавное сверло (либо подвижная система - перфоратор ПС-112/18/500: толкатель, гибкий вал, твердосплавная фреза) и геофизический блок привязки. После привязки перфоратора в нужном интервале проводятся его фиксация путем плотного прижатия к стенке скважины и сверление канала глубиной 70(90) мм (ПС-112/70(90), ПГСП), 500 мм (ПС-112/18/500), 1000 мм (УФПК-2) (рисунки 3.15, 3.16) . Вращательное движение режущему элементу (сверлу, фрезе) передается от электродвигателя через редукторный механизм. После этого осуществляется подъем или продольная переориентация перфоратора, и операция по сверлению повторяется. За одну спускоподъемную операцию без замены сверла возможно сверление от 5 до 30 отверстий в зависимости от модификации перфоратора, твердости режущего элемента, абразивных свойств пород и материалов, подвергаемых сверлению. Таблица 3.6 – Технические характеристики аппаратуры сверлящего перфоратора ПС-112 Диаметр обсадных труб, мм Максимальная температура окружающей среды, °С Максимальное давление среды, МПа Максимальное число сверлений за спуск Размеры перфорационного канала: диаметр, мм длина, мм Время высверливания перфорационного канала, мин Напряжение питания пульта управления трехфазного тока, В Потребляемая аппаратурой мощность, кВт Максимальная глубина спуска перфоратора в скважину, м с трехжильным кабелем с семижильным кабелем Габаритные размеры скважинного прибора, мм диаметр длина Масса скважинного прибора, кг 146, 168 120 68 30 15 55 2–5 380 2,0 5000 6000 112 2300 80 Рисунок 3.15 – Схема сверлящего перфоратора ПС-112 Рисунок 3.16 – Схема УФПК-2 Устройство формирования протяженных каналов для вскрытия продуктивных пластов из скважины (рисунок 3.16) включает каротажный кабель 1, перфоратор 2, содержащий электронный блок 3, электропривод 4, узел 5 фиксации перфоратора, бур 6, узел 7 подачи бура, кондуктор 8, кассетник 9 со встроенными кассетами 10, содержащими стержни 11 [16]. Технология безвзрывного способа вторичного вскрытия продуктивных пластов: - обеспечивает формирование протяженных фильтрационных каналов длиной 800-1150 мм и диаметром 20 мм из эксплуатационных колонн диаметрами 146 и 168 мм в щадящем режиме; исключает опасность импульсной деформации эксплуатационной колонны и разрушение заколонного цементного камня; существенно улучшает гидродинамическое совершенство вторичного вскрытия продуктивных пластов, значительно увеличивает добычные показатели скважин и снижает обводненность продукции. Технология позволяет: вскрывать продуктивные пласты толщиной 0,5 м и более в «щадящем» режиме без разрушения целостности цементного камня в заколонном пространстве, на репрессии, равновесии и депрессии; использовать нефть или нефтесодержащую эмульсию в качестве промывочной жидкости при разбуривании пласта, что исключает кольматацию канала и уменьшает время выхода скважины на режим; контролировать прямым и косвенным (графическим) методами длину канала в процессе его создания; создавать канал строго под углом 90° относительно оси скважины за счет жесткого соединения буровых втулок; устанавливать связь между нефтегазонасыщенным пластом и обсадной колонной как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в старых, находящихся в эксплуатации, в интервалах, ранее перфорированных и не перфорированных; проводить вскрытие многоколонной конструкции, т.е. вторичное вскрытие пласта через эксплуатационную и промежуточную колонны. - Сверлящие перфораторы с гидромеханическим приводом [15] Сверлящие перфораторы с гидромеханическим приводом (ПГМ-4, ПГМ-5) (рисунок 3.17) представляют собой систему, состоящую из двух частей: 1) направляющей, спускаемой на НКТ и жестко фиксируемой в скважине при помощи якоря или пакера; 2) выемной (приводной), спускаемой на геофизическом кабеле через лубрикатор. Направляющая часть состоит из корпуса направляющей 8 (неподвижной части, жестко связанной с НКТ 6 и якорем 10). Выемная часть включает гибкий вал 11, фрезу 9, винтовой забойный двигатель ВЗД-54 7, блок ограничения осевого перемещения (демпфер) 12, блок с датчиками контроля 13 выхода вала, частоты его вращения, давления, вибрации. После спуска направляющей на заданную глубину и привязки в нужном интервале осуществляется ее фиксация якорем 10. Далее через лубрикатор 4 с геофизического подъемника 3 на геофизическом кабеле 2 проводится спуск выемной (приводной) части до получения разгрузки (упор выемной части в посадочное седло в направляющей). Затем из насосного агрегата ЦА-320 5 постепенно начинает подаваться жидкость в НКТ, при этом запускается винтовой забойный двигатель ВЗД- 54. После достижения необходимой для работы частоты вращения двигателя через затрубное пространство на мерную емкость агрегата ЦА-320 начинает поступать отработавшая жидкость, давление на насосном агрегате постепенно увеличивают. В этот момент за счет создавшейся гидравлической нагрузки на демпфере срезается стопорный штифт и начинается его выдвижение. У модификации ПГМ-4 демпфер отсутствует. Сверление выполняется «с навеса» - нагрузка на режущий элемент регулируется натяжением геофизического кабеля. Во время сверления с забоя скважины на пульт геофизической станции в режиме реального времени по геофизическому кабелю передаются показания нагрузки, создаваемой на гибкий вал (давление на демпфере), частоты вращения и вибрации ВЗД-54, осевого перемещения гибкого вала. На протяжении всего процесса сверления канала через НКТ ВЗД-54 и осевое промывочное отверстие в гибком вале на фрезу подается промывочная жидкость из насосного агрегата ЦА-320. После формирования первого канала приводную часть поднимают на устье для замены изношенной фрезы. Затем при помощи подъемного агрегата 1 продольно перемещают или меняют азимутально на желаемый угол ориентацию направляющей части, фиксируют ее якорем и повторяют операцию по сверлению. Рисунок 3.17 – Схема устройства перфоратора с гидромеханическим приводом Комплекс «Крот-2» [17] Комплекс «Крот-2» состоит из трех основных частей, показанных на рисунке 3.18. Голубым цветом отмечено глубинное оборудование, спускаемое на колонне НКТ-73, используемое для определения горизонтального и азимутального положения каналов в нефтяном пласте. Рисунок 3.18 – Общий вид оборудования «Крот-2» Глубинное оборудование, спускаемое в скважину на колонне колтюбинговой установки (отмечено желтым цветом), служит для формирования радиальных каналов в нефтяных пластах в заданном направлении и с заданной плотностью. В свою очередь наземное оборудование (выделено серым цветом), устанавливаемое на устье скважины, предназначено для герметизации устья скважины, проведения спускоподъемных операций, подачи рабочей жидкости на вход гидродвигателя и на промывку формируемого канала. Основной узел компоновки «Крот-2» — «направляющая» (рисунок 3.19 а). В направляющей предусмотрено до 20 позиций для размещения инструмента, что позволяет создавать до 20 каналов за одну СПО. Внутри направляющей сверху вниз перемещается и фиксируется на упорах отклонитель с криволинейным каналом, который направляет вал перпендикулярно оси скважины (рисунок 3.19 б). В канале отклонителя движется и вращается гибкий вал (рисунок 12 в), специальная конструкция которого обеспечивает создание прямолинейного канала в горной породе (рисунок 3.19 г), сохранение заданной ориентации вала с фрезой под углом 90° к оси скважины (рисунок 3.19 д), передачу крутящего момента до 25 кгс/м и усилие на разрыв до 0,5 тс. В компоновку глубинного оборудования на колонне НКТ также входит «блок индикации скважинный (БИС-120)». Данный блок включает в себя набор датчиков, размещенных в корпусе и взаимодействующих с постоянными магнитами на индикаторной штанге, которая входит в другую компоновку глубинного оборудования на ГНКТ и жестко связана с перемещающимся гибким валом. БИС-120 позволяет в реальном времени отображать местонахождение вала и его удаление от оси скважины, а также скорость вращения вала и сигнализирует о срабатывании предохранительной муфты. Рисунок 3.19 – Основные узлы оборудования «Крот-2» и результат перфорации: а – направляющая; б – отклонитель; в – гибкий вал; г – канал в образце горной породы; д – выход вала из образца горной породы. Монтаж оборудования «Крот-2» осуществляется в два этапа. На первом этапе в скважину на колонне НКТ спускают якорь, шламоуловитель, направляющую с отклонителем и установленными фрезами и БИС-120. Первоначальная установка корпуса направляющей выполняется методом перемещения НКТ по показаниями гироинклинометра. На втором этапе на колонне ГНКТ спускаются гибкий вал, толкатель, индикаторная штанга, предохранительная муфта, весовое устройство, разделитель потока и ВЗД (до стыковки гибкого вала с фрезой) (рисунок 3.20 а). Регистрация стыковки осуществляется системой индикации. Управление процессом бурения производится с устья: с помощью системы индикации осуществляется контроль перемещения и вращения вала. Кроме того, предусмотрена аварийная остановка гибкого вала при превышении крутящего момента. Важным параметром технологического процесса перфорации считается усилие, действующее на гибкий вал с фрезой. При вскрытии стальной ЭК это усилие должно быть минимальным, а при формировании канала в горной породе (рисунок 3.20 б) — максимальным. Выполнение данного требования обеспечивается конструкцией специального узла «устройство весовое» и регулировкой давления рабочей жидкости. Специфика конструкции подразумевает наличие отдельной фрезы для создания каждого канала. При этом после окончания процесса бурения фреза остается в горной породе (рисунок 3.20 в). Плотность каналов задается установкой фрез в корпусе направляющей. После формирования первого канала ГНКТ вместе с отклонителем приподнимается на расстояние, достаточное для перевода упора для отклонителя в вертикальное положение при помощи специального зацепа (рисунок 3.20 г). После этого отклонитель опускается до очередного упора с контролем по показаниям БИС-120 (рисунок 3.20 д), и формируется новый канал (рисунок 3.20 е). Система индикации должна показать перемещение отклонителя на следующую запланированную позицию. Рисунок 3.20 – Этапы формирования каналов в горной породе: а – стыковка вала и фрезы; б – формирование первого канала; в – возврат вала из горной породы; г , д– переключение позиции отклонителя; е – формирование второго канала Разветвленно-струйное вскрытие продуктивного пласта [18] На базе тех же принципов разработана технология для разветвленного струйного вскрытия пласта. При этом было принято решение, что длина каналов не должна превышать 5 м. Оборудование включает следующие основные узлы: поворотно-направляющее устройство; сверлильный комплект, состоящий из сверла, гибкого вала, нагружающего узла, компенсатора перемещения, якоря, гидравлического двигателя; струйную головку; гибкий шланг, устьевой гидравлический домкрат; систему очистки рабочей жидкости. На рисунке 3.21, а показана схема поворотно-направляющего устройства. Устройство содержит корпус 11 с тремя изогнутыми каналами 12, выходы которых разнесены по окружности на 120° и на некоторое расстояние по высоте. Сверху корпус соединен с помощью продольной канавки 3 и штифта 2 с втулкой 9, внутри которой помещен барабан 8 с воронкообразным каналом 7, взаимодействующий профильным пазом 4 на своей наружной поверхности со штифтом 5- Втулка 9 верхним концом соединена с колонной НKT 6, а корпус 11 снизу - с механическим якорем 13. В начале и конце каждого изогнутого канала установлены втулки 1 и 10. - Рисунок 3.21 – Оборудование для разветвленного струйного вскрытия пласта На рисунке 3.21 б показана сверлильная компоновка. Она включает сверло 14 (см. фото 3.22) с надетым на него упорным подшипником 15, соединенное через направляющую 6 с гибким валом 17, который через вторую направляющую 18 и промежуточный вал 19 с выступом 20 и грузом 21 соединен с компенсатором перемещения в виде паза 22 и штифта 23. Компенсатор перемещения соединен с выходным валом гидравлического двигателя 24, выше которого установлен гидравлический якорь 25. Компоновку спускают в скважину на колтюбинге 26. Рисунок 3.22 – Сверло Струйная головка выполняет две функции: разрушает породу и тянет за собой гибкий шланг (рисунок 3.23, 3.24, 3.25). Как показали испытания струйных головок с размерами сопел менее 1 мм при скоростях истечения жидкости около 300 м/с, рекомендованных многими исследователями, в стендовых условиях разрушения пород незначительны. Это объясняется тем, что при атмосферном давлении процесс кавитации сопровождается выделением недостаточного количества энергии, а порода не имеет внутренних напряжений. При увеличении диаметров сопел и сохранении тех же скоростей истечения начинается образование каналов в породе. Однако в данном случае быстро возрастает необходимый расход воды при тех же давлениях закачки (25-50 МПа). Рисунок 3.23 – Струйная головка Рисунок 3.24 – Струйная головка Рисунок 3.25 – Механизм проникновения Установка работает следующим образом. В скважину на колонне НКТ спускают поворотно-направляющее устройство (рисунок 3.21, а) и по достижении заданного интервала сажают механический якорь 13 (обычно по геофизической привязке), а на колтюбинге внутрь НКТ спускают сверлильную компоновку (рисунок 3.21, б) до упора сверла в стенку эксплуатационной колонны. Затем начинают закачку рабочей жидкости. Под действием давления жидкости гидравлический якорь фиксируется стенками НKT, а двигатель приводит во вращение выходной вал, который передает его сверло. Под действием постоянной нагрузки сверло просверливает стенку эксплуатационной колонны, а благодаря особой форме предотвращается его проваливание. После выхода сверла из стенки трубы в нее упирается подшипник. Это приводит к уменьшению момента сопротивления на валу двигателя и соответственно увеличению расхода жидкости и падению давления, что служит сигналом окончания сверления. После некоторой выдержки прекращают закачку воды, приподнимают сверлильную компоновку до выхода сверла из воронки барабана. После этого поднимают сверлильную компоновку и присоединяют к трубе колтюбинга шланг (рисунок 3.21, в), промывают систему, подавая воду через фильтры системы очистки, затем присоединяют струйную головку и, продолжая постоянно прокачивать жидкость, спускают струйную головку внутрь колонны НКТ. При приближении к поворотно-направляющему устройству выводят подачу жидкости на рабочий режим, входят струйной головкой в изогнутый канал и далее через просверленное отверстие медленно движутся по пласту до упора трубы колтюбинга в барабан. Если пласт карбонатный, то спуском другой головки на шланге проводят кислотную обработку полученных в пласте каналов. После этого все оборудование извлекают или делают еще ряды каналов, изменив место установки поворотно-направляющего устройства. Расстояние между выходами изогнутых каналов в устройстве может быть выбрано любым в зависимости от конструкции. При известном и не слишком малом расстоянии между отверстиями можно при исследованиях определить, какой флюид из какого отверстия поступает, и в последующем селективно обрабатывать каналы или, наоборот, изолировать. Технология радиального вскрытия позволяет эффективно дренировать: - пласты с высокой проницаемостью; - тонкие пропластки; - гомогенные коллекторы, пересеченные зонами низкой проницаемости, так как боковые каналы обеспечат лучшую связь по пласту; - трещиноватые коллекторы, где боковые каналы пересекут большее количество трещин; - коллекторы с наличием линз, где боковые каналы могут достичь линз, недоступных для вертикальных скважин. К недостаткам данного метода следует отнести: — неориентированность радиальных туннелей, что при малых мощностях продуктивных пластов может привести к попаданию в водо- или газонасыщенные участки пласта; — высокие требования к рабочей жидкости, которые не выполни мы без специальных средств очистки (центрифуг); — вследствие существенной гидродинамической нагрузки высокоскоростных струй до 400 м/с, при давлении на гидромониторных насадках до 100 МПа промывочной жидкости на водной основе, в зоне разрушения возникает значительная область проникновения фильтрата в продуктивную породу с низким пластовым давлением с образованием высоковязких водонефтяных эмульсий — не достигается снижение напряженного состояния в призабойной зоне продуктивного пласта. Новая технология перфорации предназначена для увеличения дебитов добывающих и повышения приемистости нагнетательных скважин (за счет увеличения площади фильтрации ПЗП), снижения обводнённости добываемой продукции (за счет уменьшения депрессии на пласт), а также повышения межремонтного периода эксплуатации скважин (за счет повышения гидравлического совершенства ПЗП) [18-19]. Технология (рисунки 3.26-3.27) включает удаление части обсадной колонны, расширение основного ствола, закачивание изолирующего гелеобразующего специального состава, создание цементной пробки, разбуривание в ней вспомогательного ствола, бурение сверхдальных каналов по прогнозируемой траектории за одну спуско-подъемную операцию. Перфобуры могут быть выполнены в одно-, двух- и многосекционных вариантах. Устройство состоит из следующих основных узлов: трубатолкатель диаметром 50 мм, соединенная сверху с переливным клапаном, а внизу – с размещенными в трубном корпусе поворотным узлом и направляющим переходником, связанным посредством гидротолкателя и гибкой трубы с криволинейным двухсекционным винтовым двигателем 2Д43 c узлами перекоса и долотом диаметром 56…58 мм. Снизу к трубному корпусу подсоединены отклонитель (уипсток) и якорь, работающий с опорой на забой. Технические характеристики перфобура типа ПБ представлены в таблице 6. Рисунок 3.26 - Схема расположения перфорационных каналов и их радиальная проекция Рисунок 3.27 – Комплекс для бурения боковых каналов сверхмалым диаметра и радиуса кривизны Таблица 3.7– Технические характеристики перфобура типа ПБ Диаметр долота, мм Отход канала от основного ствола L, м Максимальный диаметр основного ствола, мм Длина перфорационного канала (на первой стадии проекта), м Количество каналов на одном ярусе, шт. Радиус кривизны канала R, м Интенсивность набора кривизны, град/м Длина компоновки в сборе, м Масса, кг Расход промывочной жидкости, л/с Вращающий момент на валу Д-43, Нм Частота вращения вала двигателя, с-1 Перепад давления на устройстве, МПа Осевая нагрузка на долото, кН 56…58 5…9 140 12…14 до 4 5…13 5,5…2,8 35…43 600…800 0,5…2 40…70 1,5…3 4…8 2…5 В компоновку перфобура включен малогабаритный инклинометрический регистратор положения КНБК, автономного принципа действия. На перфобур разработана технология, выполнен технический проект с рабочей документацией, подобраны специальные жидкости и системы их очистки, выполнены гидравлические и прочностные расчеты базовых элементов комплекса, подобраны оптимальные параметры кривизны канала и его длины. Работоспособность отдельных узлов перфобура доказывалась на других технологиях, в том числе при бурении первым российскобелорусском колтюбинговом комплексом КМ-4001 и на лабораторном стенде УГНТУ. Экономическая эффективность оценивалась по следующим основным факторам: – увеличение существующего дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения площади эффективной зоны фильтрации и вскрытия высокопроницаемых прослоев продуктивного пласта, характеризующегося значительной послойной и зональной неоднородностью; – снижение обводненности нефти за счет уменьшения депрессии на пласт при добыче и как следствие – уменьшение подтягивания в приствольную зону продуктивного пласта минерализованной воды; – уменьшение давления закачивания жидкости в системе поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах за счет увеличения площади фильтрации; – увеличение эксплуатационного ресурса скважин за счет снижения темпа и времени ухудшения коллекторских свойств приствольной зоны продуктивного пласта, в которой будет создана по разрабатываемой технологии большая площадь зоны фильтрации. Перфорация при депрессии на пласт Эта перфорация является сегодня наиболее прогрессивным способом вторичного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Одновременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа. Эта перфорация сегодня совершается по двум вариантам [9-10]. По первому варианту применяют перфораторы типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанавливается лубрикатор - устройство, позволяющее спускать и поднимать в работающей скважине любые приборы при наличии давления на устье. Снижением уровня раствора в скважине, заменой на более легкий раствор, полным удалением раствора из скважины и заполнением ее воздухом, природным газом или азотом создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число кумулятивных зарядов перфораторов, спускаемых одновременно, не должно превышать 150-300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его напротив интервала, который надо перфорировать (рис. 3.28). После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же себя проявлять и происходит интенсивный процесс очищения перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно в газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Конструкция лубрикатора позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно опять спустить его в скважину для дострела необходимого интервала. При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолеть большое расстояние до удара с перегородкой обсадной колонной (таблица 3.8), причем известно, что длина канала зависит и от толщины слоя жидкости (рис. 3.29). Поэтому наибольший эффект получают от применения таких перфораторов в газовой среде. Так, на месторождениях Северного Кавказа вследствие вскрытия при депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 обеспечивается увеличение дебитов скважин в 2-3 раза и сокращение времени освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению с вскрытием пластов при репрессии даже намного более мощными перфораторами типа ПК и ПКО. Аналогичные результаты с использованием перфораторов типа ПР получены на Украине. Рисунок 3.28 - Схема спуска в скважину малогабаритного перфоратора: 1 - лубрикатор; 2 - крестовина; 3 обсадная колонна; 4 -НКТ; 5 кабель; 6 – перфоратор Недостатком разрушающихся перфораторов является то, что они засоряют забой стеклами оболочек заряда обойм, плотность которых (пластмассовых - 1400 кг/м3, алюминиевых - 2700 кг/м3) сравнима с плотностью утяжеленных буровых растворов, с использованием которых иногда выполняется вскрытие. Это приводит к тому, что они могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в НКТ или забить устьевой штуцер. Так, только 1 м перфорации приводит к тому, что обсадная колонна с внутренним диаметром 125 мм заполняется стеклами на высоту 120-140 мм. Поэтому необходимо иметь зумпф в скважине или специально удалять из скважин продукты разрушения перфораторов [9-10]. Рисунок 3.29 - Зависимость длины кабеля l от толщины слоя жидкости k b : p 1- в воде; 2 - в газовой среде Рисунок 3.30 - Схема выполнения работ перфоратором, спускаемым по трубам (типа ПНК): 1 резиновый шар; 2 циркуляционный клапан; 3-ударнонакольный механизм; 4 - приспособление инициирования зарядов; 5 - перфоратор По второму варианту перфорации используются перфораторы, спускаемые в скважину на НКТ. Это корпусные перфораторы одноразового действия типа ПКО, срабатывающие от механизма ударного действия при нажиме на него резинового шара, вбрасываемого в колонну труб с поверхности и дальше движущегося вниз под воздействием потока жидкости. Такие перфораторы имеют шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. Эти перфораторы снабжены приспособлениями для передачи детонации от секции к секции, что позволяет соединять их друг с другом для одновременного вскрытия пласта толщиной 50 м и более. После срабатывания перфоратора и создания гидродинамической связи пласта и скважины отстрелянный корпус перфоратора остается в скважине, если она работает фонтанным способом. Схема проведения работ таким перфоратором изображена на рисунке 3.30 [9-10]. Таблица 3.8 - Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны Тип перфоратора ПК Диаметр или поперечный габарит перфоратора, мм 800-105 ПКО, ПКОТ 73-89 ПО КПРУ ПВКТ, ПВТ 43-54 65 70-73 Плотность жидкости в скважине, кг/м3 <1300 1300-1500 ≤1500>1500 1500/23 ≤1000 >1000 800-2300 Минимальн ые зазоры, мм 13 15 22 23 25 7-8 11 23 Таким образом, перфорация совершается в следующем порядке. В скважину, заполненную промывочной жидкостью, спускают колонну НКТ, в нижней части которой напротив продуктивной части пласта размещен перфоратор ПНКТ. Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины или заменой ее на более легкую создают заранее выбранную депрессию на пласт, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в трубы, двигается в НКТ до механизма ударно-накольного действия, от которого срабатывает приспособление инициации зарядов. После перфорации нефть или газ из пласта поступает в колонну НКТ через отверстия в корпусе ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, или через специальные циркуляционные окна, размещенные выше перфоратора. Таким образом, эти перфораторы являются единственными, для спуска которых в скважину не используется кабель. Их целесообразно применять в скважинах с большим углом наклона ствола, где спуск перфоратора на кабеле затрудняется. В частности, в горизонтальных скважинах это один из наиболее реальных и эффективных методов перфорации. Указанные перфораторы очень эффективны и в том случае, когда надо выполнить вторичное вскрытие в условиях многоколонных конструкций, где требуется повышенная пробивная способность зарядов. На Украине имеется большой опыт использования этих перфораторов. Так, на скв. 13р Новомыколаевка с песчаника на глубине 2751-2746 м после его вскрытия перфоратором ПКС105 при репрессии в среде обычного бурового раствора не был получен приток из пласта. После перфорации при помощи ПНКТ89 при депрессии получен фонтанный дебит газа 95 тыс. м3/сут. [9-10]. В скв. 117 Уренгойская (Тюменская область) из пласта сеноманского яруса, перекрытого двумя колоннами, получен приток газа около 1,5 млн. м3/сут после перфорации при помощи ПНКТ при депрессии, в то время как при использовании других перфораторов установить связь пласта со скважиной не удавалось. На скв. 749 и 903 (Западная Туркмения) после проведения перфорации ПНКТ коэффициенты продуктивности скважин оказались в 2 раза больше, чем в аналогичных скв. 190, 191 и 192, которые вскрывались с применением серийной технологии перфораторами типа ПКО. Перфораторы ПНКТ рекомендуются для вскрытия части пласта любого размера, независимо от искривления скважин, качества цементной оболочки и аномальности пластового давления. Запрещается применять перфораторы типа ПНКТ в следующих случаях: - если после перфорации необходимо спускать в скважину глубинные приборы через НКТ в интервал перфорации; - если в процессе вызова притока ожидается вынос песка из пласта или больших объемов твердой фазы; - при вскрытии пластов, вмещающих в себя нефть с агрессивными компонентами (углекислый газ, сероводород). Перфораторы типа ПР и КПРУ нецелесообразно применять в следующих случаях: - при вскрытии приконтактных зон (газонефтяных, водонефтяных); - при наличии двух колонн в интервале перфорации; - при заполнении интервала перфорации буровым раствором с твердой фазой; - при вскрытии пластов, вмещающих вместе с нефтью агрессивные компоненты (углекислый газ, сероводород). 3.9. Перфорация при репрессии на пласт При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов [9-10]. При вскрытии пластов под репрессией необходимо обеспечить безопасность проведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющего скважину, должно превышать пластовое на следующую величину: 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа; 5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500), но не более 2,5 МПа; 4-7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 до проектной глубины), но не более 3,5 МПа. Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием. Перфорацию следует проводить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию разрешается выполнять только раз. Оптимальная плотность перфорации должна обеспечивать максимально возможную гидростатическую связь скважины с продуктивным пластом, а также сохранение обсадной колонны и цементного кольца за пределами зоны перфорации. Таблица 3.9 - Рекомендуемая плотность перфорации зарядами ЗПК105, ЗПКС80 Плотность перфорации, Проницаемость, отверстие на 1 м Породы мкм2 при депреспри репрессии сии Слабоуплотнённые 0,1 6 12 песчано-алевролитовые 0,1 10-12 12-18 породы с глинистым 0,001 18-20 18-20 цементом 0,001 18-20 20-24 Уплотненные песчаноалевролитовые породы с кварцевым и карбонатноглинистым цементом 0,01 18-20 18-20 Карбонатные породы, аргиллиты и другие, в которых отсутствует трещиноватость 0,01 20-24 20-24 Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, мергели, другие породы с 20 20-24 развитой трещиноватостью Тонкослоистые Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационноемкостными свойствами пласта, его однородностью и прочностью, расстоянием от ВНК и ГНК, а также способом перфорации. Рекомендуемая плотность перфорации зарядами ЗПК105, ЗПКС80 приведена в табл. 3.9 При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующих ПКО-89, плотность перфорации может быть уменьшена на 50 %. Выбор типоразмера перфоратора Типоразмер перфоратора выбирают на основании ведомостей о состоянии цементной оболочки эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойств жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно объекта, который предполагается перфорировать, количестве колонн, перекрывающих пласт, термобарических условиях в скважине и толщине пласта [9-10]. Сначала выбирают группу перфораторов, которая может быть применена в данных термобарических условиях в скважинах (см. табл. 6.2, 6.3). Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, которые не рекомендуют по следующим причинам: неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого размещения ВНК или ГНК; недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб; большого угла наклона скважины (все перфораторы, спускаемые на кабеле, имеют малую проходимость при значении угла искривления скважины больше 0,7 рад); содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислого газа, сероводорода); необходимости спуска глубинных приборов в интервал перфорации без поднятия НКТ после проведения прострелочно-взрывных работ; возможности выноса из пласта больших количеств песка, твердой фазы бурового раствора. Из оставленных перфораторов выбирают наиболее продуктивные и с большой пробивной способностью с учетом следующих особенностей: в случае неудовлетворительного состояния цементной оболочки и при вскрытии приконтактных зон могут быть использованы корпусные перфораторы типа ПНКТ, ПК, ПКО, ПКОТ; при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюидами, перфорация обыкновенными перфораторами может выполняться только при репрессии; для некоторых перфораторов существует минимальное значение гидростатического давления, начиная с которого они могут применяться; пулевые перфораторы с вертикально-криволинейным стволом ПВКТ70, ПВТ73 образуют, повышенный диаметр канала, вследствие чего улучшается вскрытие в коллекторах, представленных чередованием плотных пород; бескорпусные перфораторы (ПКС) обеспечивают высокую продуктивность и могут применяться в случаях, когда требуется полное сохранение колонн и цементной оболочки за пределами интервала перфорации; нефтеносные, продуктивные пласты, отдаленные от водоносных и газоносных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 12 отверстий на 1 м. Особенности применения перфораторов типа ПНК и ПР изложены выше. Бесперфораторные методы вскрытия продуктивных пластов При существующих способах перфорации обсадной трубы против перфорируемого пласта приводит к разрушению цементного камня, причем в значительном удалении от вскрытых участков, что является одной из причин преждевременного обводнения скважин. Известно, что ударная волна по металлу распространяется в 8 раз быстрее, чем по цементному кольцу. При многократных залпах при вскрытии пласта кумулятивными снарядами происходит встряхивание обсадной колонны, что приводит к отслоению цементного от неё. Как показывают исследования, подобные нарушения наблюдались в шести из десяти исследованных скважин в интервале от 2 до 6 м от перфорированных отверстий и четыре из (40%) обводнялись процессе освоения [2]. Результаты опытов, проведённых как в лабораторных условиях, так и в скважинах показывают, что при перфорации колонн, как пулевым залповым перфоратором, так и корпусным кумулятивным перфоратором (ПК-103) внутри колонны в интервале перфорации образуются мощные гидравлические удары (280 МПа и более). Причем мгновенное действие этих ударов приводит не только к разрушению цементного камня, но зачастую, и к разрушению обсадной колонны. В таблице 3.11 приводятся сведения о влиянии перфораций на целостность патрубков из 146 мм обсадных труб. Кроме указанного, при этих способах перфорации возникают аварии из-за прихвата перфорационных снарядов, из-за малого зазора между диаметром снаряда и внутренней стенкой обсадных труб, особенно при перфорации летучек, хвостовиков, а также эксплуатационных колонн при капитальном ремонте скважин. Таблица 3.11 - Данные о влиянии перфорации на целостность патрубков Исследователи Пигров В.М. и др. Денисов Г.Г. Абрамян С.Д. и др. Гусейнов М.А. и др. Тип перфоратора АПХ ПКР-55 ПК-103 ПКС-105 АПХ-98 ТПК-22 ПК-103 АПХ-98 ПБ2-100 ПКС-105 Количество исследованных патрубков 602 1 1 1 1 1 19 19 19 19 % разрушенных патрубков 39 100 100 100 100 100 15 25 30 100 Применение при вторичном вскрытии кумулятивных перфораторов типа ПК, ПКС деформирует и частично нарушает обсадные трубы в зоне фильтра, а также полностью нарушает цементное кольцо на значительном расстоянии от интервала перфорации из-за действия кратковременных избыточных давлений в 2 или более раз превышающих предел текучести металла труб на внутреннее давление и в 25-100 раз прочность цементного камня на сжатие. В качестве примера может служить работа корпусного кумулятивного перфоратора типа ПК-103 с 10 зарядами, избыточное давление составляет 33МПа, а для самого мощного перфоратора ПКС-105 при залпе из 60 зарядов достигает 67 МПа. В процессе перфорации обсадная колонна подвергается значительной объемной деформации с образованием преимущественно продольных трещин по телу трубы. Эти механические нарушения происходят, как правило, при первом залпе перфоратора; при последующих залпах не образуется новых трещин, а лишь увеличиваются имеющиеся. Часто окончание единичных трещин становится началом других; приводя к выпадению кусков трубы, т.е., механическому разрушению колонны. При освоении скважин, как правило, производятся стимулирующие обработки призабойной зоны продуктивных горизонтов проведением солянокислых обработок (СКО), гидроразрыва пласта (ГРП), имплозионного воздействия и т.д. Характерной особенностью этих операций является создание высоких избыточных давлений на призабойную зону продуктивных пластов – депрессий и репрессий. Депрессии при этом достигают 15-20 МПа, а репрессии 30-50 МПа. Воздействие столь высоких гидродинамических нагрузок на элементы крепи и фильтр скважины – один из главных факторов нарушения герметичности разобщения пластов в заколонном пространстве, возникновение заколонных и межпластовых перетоков пластовых флюидов, прорыва подошвенных вод к забою скважины, обводняющих добываемую продукцию. В условиях механических мастерских из обсадных труб изготавливают фильтры длиной, соответствующей толщине продуктивного пласта. После цементирования скважины обычным способом и ОЗЦ пробки разрушаются. Растрескивание и удаление остаточного цементного камня против образовавшегося отверстия осуществляется либо созданием депрессии на пласт, либо созданием избыточного давления в колонне и последующей продавкой в пласт перфорационной среды. При этом создаётся канал гидродинамической связи с пластом, а при продавке перфорационной среды одновременно производится обработка призабойной зоны пласта до повышения продуктивности. По принципу разрушения блокирующей пробки способы разделяются на химические и механические. Причем возможно их комбинированное сочетание или использование фильтров с пробками из различных металлов по их химической активности для вскрытия различных пластов в различное время. Разработан способ, осуществляемый полным вытеснением тампонажного раствора из всего интервала вскрываемого пласта специальным устройством, которое после ОЗЦ возвращается в исходное состояние. Способы бесперфораторного вскрытия пластов могут быть осуществлены в режиме репрессии на пласт (например с одновременной обработкой призабойной зоны ) или в режиме депрессии. Эффективность вскрытия продуктивных пластов без перфораторов показана в работах Лобанова Б.С., Муслимова Р.Х., Габдуллина Р.Г., Чепик С.К. и др. Ими установлено, что время вскрытия пластов бесперфораторным способом в среднем в 7 раз меньше, чем кумулятивным способом, при снижении в 8 раз стоимости операции. Кроме того, осуществление бесперфораторного способа вскрытия не требует установки грузоподъемных сооружений и возможно в любое время суток (кумулятивную перфорацию проводят только в светлое время суток). Данный технологический прием оборудования забоя скважины предполагает оснащение эксплуатационной колонны против продуктивного интервала обсадными трубами с "заглушками". Основные способы вскрытия пластов без перфораторов представлены на рисунке 3.34. Положительный опыт внедрения новых технологических процессов заканчивания скважин, основанных на бесперфораторных способах вскрытия продуктивных пластов, показал, что, придавая новые конструктивные функции обсадной колонне в интервале продуктивного разреза, безусловно, можно достичь более лучших, показателей разработки продуктивных пластов и выработки остаточных запасов. Действительно, в нефтяной практике функции регулирования разработки продуктивных пластов без использования средств перфорации, а именно, придав эти функции участку обсадной колонны, причем с заметным улучшением технико-экономических показателей технологических операций, предназначенных для тех же целей, кардинально меняет взгляд на роль обсадной колонны в скважине, открывая новые возможности последней, используя которые можно в большинстве случаев отказаться от традиционного подхода к выполнению существующих технологических операций при помощи подземного подвижного оборудования. Способы безперфораторного вскрытия пластов в нефтяных и газовых скважинах Химический (путем удаления запорных устройств фильтра экспл. колонны разл. кислотами) Механичес кий (удаление запорных устройств фильтра экспл. колонны срезанием) В режиме репрессии на пласт Гидравлический (путем вытеснения цементного р-ра из кольцевого простр. продуктивного пласта в момент получения «стоп» с использ. Фильтра с резинотка-невой оболочкой. Комбинированны й способ или использо-вание фильтров с пробками из разл. металлов, по хим. активности В режиме депрессии на пласт Рисунок 1 - Способы вскрытия пластов без перфораторов Бесперфораторные способы вскрытия с одновременной обработкой продуктивных пластов обеспечивают вторичное вскрытие в щадящем режиме, сохраняя достигнутое качество разобщения пластов, однако в процессе эксплуатации и ремонтных работ создаваемые давления в скважине могут привести к преждевременному обводнению продукции. Однако способы бесперфораторного вскрытия пластов не могут быть применены в процессах эксплуатации скважин (ввод в эксплуатацию не вскрытых пластов) и капитальных ремонтов (водоизоляционные работы, наращивание цемента за эксплуатационной колонной, кондуктором и др.).