В нашей стране более 90 % объемов работ по вторичному вскрытию проводится путем кумулятивной перфорации в условиях превышения за­бойным давлением пластового. При этом по действующим в настоящее время единым техническим правилам ведения буровых работ требуется заполнять эксплуатационную колонну буровым раствором, применяемым при первичном вскрытии пластов.

За рубежом отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости для перфорации без твердой фазы или содержащие кислоторастворимые на­полнители.

В отечественной практике аналогичные способы ведения работ пока не нашли широкого применения по различным причинам.

Перед перфорацией при депрессии башмак НКТ или НКТ с перфора­тором ПНКТ спускают до такой глубины, чтобы была обеспечена надеж­ность замены жидкости в интервале перфорации и выше него на 100 — 150 м на перфорационную жидкость (ИЭР, нефть, дизельное топливо, РНО, водный раствор сульфонола, полимерный раствор, водные растворы хлори­дов и бромидов Na, К, Са, Zn и др., пластовая вода). Затем перфоратор ПНКТ или башмак НКТ устанавливают в необходимое положение и при­ступают к созданию депрессии (замещают жидкость скважины на нефть,

дизельное топливо, пену, техническую воду, облегченные растворы без твердой фазы).

Для перфорации при репрессии на пласт скважину (либо зону интер­вала перфорации и на 100—150 м выше нее) следует заполнить перфора­ционной жидкостью, не содержащей твердой фазы. Наиболее благоприят­ные условия перфорации при репрессии обеспечивают перфорационные жидкости на углеводородной основе (нефть, конденсат, дизельное топливо, ИЭР, ИБР). Эти жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюи­дами. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов отмечает­ся при использовании в качестве жидкостей перфорации пластовых вод и водных растворов хлористого кальция, хлористого калия, бромистого калия, бромистого цинка.

Общие требования ко всем перфорационным и рабочим жидкостям гидропескоструйной перфорации следующие. Жидкости:

должны быть совместимы с пластовыми флюидами и не вызывать на­бухания глин, осадкообразования и образования эмульсии;

должны быть технологичными с точки зрения легкости их приготовле­ния, хранения, использования;

должны быть совместимы с буровым раствором или жидкостями, за­полняющими скважину;

не должны загрязнять окружающую среду;

должны обеспечивать свободный доступ перфораторов к интервалу перфорации;

жидкости и условия их применения должны отвечать требованиям пожаровзрывобезопасности, а также безопасности людей, выполняющих работу с этими жидкостями;

коррозионная активность жидкостей не должна превышать допусти­мой величины.

Применение специальных жидкостей при вторичном вскрытии пла­стов дает более высокий эффект по сравнению с перфорацией в среде бу­рового (глинистого) раствора. Однако при этом не исключается кольмата-ция пласта-коллектора взвешенными частицами, попадающими в жидкость в процессе ее приготовления, транспортировки и закачки в скважину. Об этом наглядно свидетельствуют данные зарубежных исследовании, пред­ставленные на рис. 15.5, из которых видно, что при концентрации твердых частиц в перфорационных жидкостях 485 мг/л резко ухудшаются коллек-торские свойства пород. Вследствие этого дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов потребовало решения вопросов глубокой очистки перфорационных жидкостей от взвешенных частиц. В результате в зарубежной практике получила распространение технология вторичного вскрытия, которую можно считать третьим этапом ее раз­вития.

Отличительной особенностью этой технологии является проведение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц в перфорационной среде.

Новая технология предусматривает замещение бурового раствора в скважине перфорационной жидкостью без твердой фазы в несколько этапов:

замена бурового раствора в эксплуатационной колонне водой;

отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ

Рис. 15.5. Снижение проницаемости керна в результате фильтрации воды с различной кон­центрацией твердой фазы в зависимости от отношения объема воды VK к объему порового пространства керна Vn.

Номер êðèâîé íà ðèñóíêå……..      12            34              56789

Концентрация   твердой   фазы,

ìã/ë…………………………………………     2           2,5         14         26        48         50         84        110      485

по замкнутому циклу емкость — насос — фильтр, а для удаления вымы­ваемых твердых частиц — скважина — емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для удаления из воды вымываемых твердых частиц и перфорационных жидкостей используют фильтры различных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненные кварцевым пес­ком и др.

При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскры­тия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия.

К наиболее перспективным перфорационным жидкостям в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей NaJ, K+ и Са2+. Для при­готовления солевого раствора плотностью до 1,40 г/см3 целесообразно ис­пользовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого — бромид кальция.

При реализации высокоэкономичного варианта технологии вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной жидкости в зону пер­форации одной из главных проблем является выбор буферного разделите­ля. Он должен предотвратить смешение перфорационной среды и бурового раствора как в процессе закачки в скважину, так и в течение последующих нескольких суток при многократных спусках перфораторов, геофизических приборов и др. Задача эта чрезвычайно сложна, так как связана с необхо-

димостью выполнения взаимоисключающих требований. С одной стороны, для надежного разобщения систем необходимо создать прочную структуру в буферном разделителе; с другой — показатели структурных свойств бу­ферного раствора должны быть такими, чтобы обеспечивалось свободное прохождение перфоратора.

При использовании водных растворов в качестве буферных раздели­телей возможно разделение перфорационной жидкости и бурового раство­ра в процессе последовательного их течения в колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязнение жидкости полимерами, которые от­рицательно влияют на фильтрационные свойства коллектора. Предотвра­тить этот процесс, а также надежно изолировать жидкость можно при ис­пользовании в качестве буферного разделителя инвертной эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного растворения жидкостей не происхо­дит, что предотвращает загрязнение специальных жидкостей (СЖ) компо­нентами буферного разделителя.

Обратите внимание: