Скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовер­шенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю толщину, то такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта. В обоих случаях фактический дебит при прочих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые обусловлены искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоствольной зоне пласта и на стенке скважины (точнее, на границе скважина — пласт). Сгущение линий токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважи­ны, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, вскрывшей продуктивный пласт на всю толщину. Так как на­рушается геометрия течения жидкости и газа, рассматриваемые виды не­совершенства иногда называют несовершенством геометрическим.

Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину на каротажном кабеле в зо­ну перфорации с заполнением скважины обычно тем же буровым раство­ром, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфораци­онные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из рас­твора, так и фильтрат из него.

В табл. 15.1 приведены результаты исследований влияния на коэффи­циент совершенства типа бурового раствора и соотношения между разме­рами пор и частиц твердой фазы бурового раствора.

Чем больше содержится в буровом растворе мелкой фракции и чем больше размер пор, тем в большей степени снижается коэффициент со-

Таблица   15.1

Влияние типа бурового раствора на коэффициент совершенства

вершенства перфорационных каналов. Очевидно, через перфорированный канал в поровое пространство из раствора потоком фильтрата заносятся наиболее мелкие твердые частицы, которые при обратном потоке пласто­вой жидкости не удаляются из пор. В тех случаях, когда размер твердых частиц больше диаметра пор, они в поровое пространство потоком фильт­рата не заносятся (И.Н. Гайворонский).

Проведенные эксперименты позволяют сделать следующий важный вывод: существующая технология перфорации на репрессии с использова­нием буровых растворов с твердой фазой оказывает особенно отрицатель­ное влияние при вскрытии высоко проницаемых пластов. Технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии и с применением растворов на водной основе с твердой фазой приводила к тому, что низкопроницае­мые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, а высокопрони­цаемые — при перфорации.

На рис. 15.3, б показано совместное влияние параметров зоны про­никновения и зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфорации на коэффициент гидродинамического совершенства. В рас­сматриваемом диапазоне изменения этих параметров коэффициент совер­шенства не превышает значения 0,5.

Предотвратить загрязнение породы при перфорации на репрессии можно, проводя следующие мероприятия:

применяя в качестве задавочного раствора минерализованную (напри­мер, пластовую) или пресную воду, облагороженную добавкой поверхност­но-активных веществ (ПАВ);

используя растворы на нефтяной основе;

применяя высококонцентрированные растворы солей.

Характерная особенность предлагаемых задавочных растворов — от­сутствие в них твердой фазы, наличие которой, как было показано ранее, в наибольшей степени снижает гидродинамическую эффективность перфо­рационных каналов.

ПАВ, вводимые в перфорационную жидкость, должны удовлетворять следующим требованиям:

Рис. 15.3. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от тол­щины прискважинной зоны с пониженной проницаемостью:

а — k = 200 ìì, dê = 6,35 ìì, ï
= 13 îòâåðñòèé íà 1 ì, rñ = 75 ìì, Rê = 100 ì; á — βç = 20, 5 = 12,7 м, 1К = 200 мм, dK = 6,35 мм, л = 13 отверстий на 1 м, гс = 75 мм, RK = 100 м; шифр кривых — кратность снижения проницаемости породы в прискважинной зоне размером Ъ

при малой концентрации значительно уменьшать поверхностное натя­жение на границе раздела вода — углеводородная среда;

улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии водного фильтрата;

не образовывать нерастворимого осадка при контакте с пластовыми водами, содержащимися в них солями и с горными породами;

препятствовать диспергированию и набуханию глинистых частиц, со­держащихся в породе пласта, в присутствии водного фильтрата;

иметь низкий показатель адсорбции на поверхности порового про­странства;

препятствовать образованию на границе раздела фаз адсорбционных слоев гелеобразной структуры.

Наиболее подходящими для обработки перфорационных жидкостей растворами на водной основе являются неионогенные ПАВ (ОП-7, ОП-10, УФЭ8, КАУФЭн, дисолван и др.), поскольку они хорошо растворимы в пресной и минерализованной воде, мало адсорбируются на поверхности горных пород, эффективно снижают поверхностное натяжение на границе вода — нефть при малой концентрации (0,1—0,3 %). Ионогенные (анион­ные — сульфонол, азолят, сульфонатриевые соли СНС и катионные — ка-тапин, выравниватель А и др.) ПАВ могут давать осадки с минерализован­ной водой, интенсивнее адсорбируются на поверхности породы.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе перфора­цию также следует проводить с применением подобных задавочных рас­творов.

Рассмотренные растворы могут успешно выполнять функции задавоч­ных только в тех случаях, когда значение пластового давления ниже гидро­статического. При пластовых давлениях выше гидростатического в качестве гомогенной (без твердой фазы) перфорационной жидкости следует приме­нять, например, водный раствор хлористого кальция, плотность которого можно довести до 1,40 г/см3. Раствор хлористого кальция способствует аг­регированию глинистых частиц в пласте, в результате чего в некоторой степени снижаются негативные последствия применения при бурении бу­ровых (глинистых) растворов на водной основе.

Более кардинальным направлением совершенствования технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией является перфорация на де­прессии при герметизированном устье скважины, которая может осущест­вляться в двух вариантах:

с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на кабеле внутри колонны НКТ;

с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на колонне НКТ.

Перфорация на депрессии — наиболее прогрессивный способ вторич­ного вскрытия пласта, поскольку в момент создания перфорационных ка­налов под действием больших градиентов давления возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, в результате чего происходит самоочистка перфорационных каналов и породы призабойной зоны. К то­му же для газовых скважин и для нефтяных фонтанных скважин процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока нефти или газа из пласта в скважину. Рассмотрим технологию и технику перфорации на депрессии.

По первому варианту применяют перфораторы типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на

устье устанавливают фонтанную арматуру. На место буферного патрубка устанавливают лубрикатор — устройство, позволяющее спускать в рабо­тающую скважину какие-либо приборы при наличии давления на устье.

Снижая уровень раствора в скважине (замена на облегченный рас­твор, полное удаление раствора из скважины и заполнение ее воздухом, природным газом или азотом) создают необходимый перепад между пла­стовыми и забойными давлениями, выбранный применительно к данным геолого-техническим условиям. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число одновременно спускаемых кумулятивных заря­дов перфораторов не должно превышать 150 — 300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его против перфори­руемого интервала. После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же проявлять себя, и происходит интенсивный процесс очистки перфора­ционных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктив­ных нефтяных и, особенно, газовых добывающих скважинах по мере за­полнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Устройство лубрикатора таково, что позволяет вы­вести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно снова произвести его спуск в скважину для дострела нужного интервала.

При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолевать большое расстояние до соударения с пре­градой — обсадной колонной, а известно, что глубина пробития в преграде в значительной степени зависит от толщины слоя жидкости (рис. 15.4). По­этому наибольший эффект ожидается от применения таких перфораторов в газовой среде, в связи с чем за рубежом для вскрытия газоносных пла­стов иногда применяют следующую технологию. После неполного удаления жидкости с забоя скважины в нее через лубрикатор спускают малогаба­ритный перфоратор, к нижней части которого подсоединяют дополнитель­но один-два заряда в индивидуальных оболочках, которые срабатывают от­дельно от всего перфоратора при подаче электрического импульса с по­верхности. После включения в работу вскрытой этими зарядами части га­зоносного пласта и полного удаления жидкости с забоя скважины осущест­вляется срабатывание всей сборки перфоратора в среде природного газа.

Для вскрытия пластов на депрессии по второму варианту (с помощью перфораторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах) используют корпусные перфораторы одноразового использования типа ПКО, которые

/lit ММ

Рис. 15.4. Зависимость длины канала перфорации в породе от толщины слоя воды в зоне перфорации при давлении 30 МПа при использовании различных перфораторов.

Ïåðôîðàòîðû: 1 — ÏÊ103; 2 — ÏÐ54

срабатывают не от электрического импульса (кабель здесь отсутствует), а от механизма ударного действия. Перфоратор срабатывает при нажиме на него резинового шара, сбрасываемого в колонну труб с закачкой в них порции жидкости. Такие перфораторы спускаются вместе со специальной головкой с ударно-взрывным устройством для срабатывания кумулятивных зарядов и имеют марку ПНКТ89 и ПНКТ73. В них имеются устройства для передачи детонации от секции, что позволяет их свинчивать друг с другом для одновременного вскрытия интервала пласта толщиной до 50 м и более. После срабатывания перфоратора и соединения скважины с пластом про­стрелянный корпус перфоратора остается в скважине, если скважина ра­ботает фонтанным способом.

К недостаткам этого способа перфорации следует отнести невозмож­ность спуска в зону работающего пласта геофизических приборов (дебито-метров, термометров и т.д.). Кроме того, данный способ не позволяет про­извести повторную перфорацию без подъема колонны НКТ, а следователь­но, без глушения скважины раствором; имеется опасность прихвата пер­форатора в скважине песком при ее длительной работе в процессе экс­плуатации слабосцементированных пластов.

Обратите внимание: