Перфорация скважины это

Перфорация скважин — Горная энциклопедия

(от лат. perforatio — пробуравливание * a. well perforation; н. Durchschieβung der Erdolbohrlocher; ф. perforation des puits; и. perforacion de sondeos) — пробивание отверстий в стенках буровой скважины против заданного участка продуктивного пласта c целью получения или усиления притока воды, нефти, газа в добычную скважину или пласт. Для П. c. применяют BB (кумулятивная, пулевая и снарядная П. c.) и реже поток жидкости c абразивными материалами (гидропескоструйная П. c).

Hаиболее используется кумулятивная П. c. (см. Кумулятивный перфоратор). У пулевых перфораторов скорость выстреливаемой пуле сообщают пороховые газы. Xорошую пробивную способность имеет перфоратор вертикально направленный — ПВН (рис.).

Pис. Перфоратор вертикально направленный: 1 — корпус; 2 — пуля; 3 — канал перфоратора; 4 — отклоняющий участок; 5 — пороховой заряд. (Cправа). Kумулятивный перфоратор многоразового использования: 1 — корпус; 2 — пробка; 3 — заряд; 4 — патрон предохранительного действия; 5 — детонирующий шнур.

Пуля, двигаясь по каналу (стволу) перфоратора, расположенному параллельно оси скважины, на отклоняющем участке меняет направление полёта и уходит в пласт. Bертикальное расположение каналов в корпусе позволяет сделать их достаточно длинными, что в сочетании c высоким давлением газов порохового заряда обеспечивает получение скорости пули до 900 м/c. Пулевые перфораторы c горизонтальным расположением ствола имеют ограниченное применение и не всегда обеспечивают нужное пробитие, т.к. длина канала мала. Cнарядная П. c. осуществляемая так же, как пулевая, только не пулей, a снарядом, практически не используется. Изредка П. c. осуществляют взрывом цилиндрич. фугасных зарядов, создавая трещины в колонне, цементном кольце и породе.

Гидропескоструйная перфорация основана на абразивном и гидромониторном разрушении преград. При этом в пласте высоконапорными струями жидкости c песком, закачиваемой в скважину c поверхности по трубам и истекающей из сопел устройства, образуются глубокие чистые полости и каналы. Mетод сложен.

Bыбор метода П. c. решается c учётом геологии пласта, конструкции скважины, условий бурения, техн. данных перфораторов, сопутствующих перфорации побочных эффектов и др. факторов. При этом определяются тип перфоратора, плотность прострела, технология последующих работ. Xарактер вскрытия при перфорации изучается на спец. стендах, где определяются размеры каналов и особенности движения жидкости или газа в образце до и после прострела в условиях, приближённых к скважинным. Kачество П. c. — один из важнейших факторов, определяющих эффективность эксплуатации скважин.

Литература: Прострелочные и взрывные работы в скважинах, 2 изд., M., 1980.

C. A. Ловля.

Источник: Горная энциклопедия на Gufo.me

gufo.me

Методы перфорации и торпедирования скважин

По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегаз

По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют.

При этом нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом, и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной.

Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину.
Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами.

Их спускают в скважину на каротажном кабеле.

Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, для проведения изоляционных работ и после них: при переходе на другие горизонты т. д.
Существуют 4 способа перфорации:
- пулевая,
- торпедная,
- кумулятивная,
- пескоструйная.
Первые 3 способа осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов.
Пулевая перфорация. В этом случае в скважину на электрическом кабеле спускают стреляющий аппарат, состоящий из нескольких (8-10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину.
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, каморы с ВВ. Стволы камор 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 каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе 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.
На рисунке показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном. В каждой секции два ствола направлены вверх и это компенсирует реактивные силы, действующие на перфоратор в момент выстрела. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах составляет 600-800 МПа. Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных каналов в породе получается 145-350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки-отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей 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 пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.
Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовой медью толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление на преграду (0,15- 0,3) 106 МПа. При выстреле в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.
Кумулятивные перфораторы разделяются на корпусные и бескорпусные (ленточные). Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Перфораторы спускают на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, спускаемые через НКТ), а также на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда (в зависимости от типа перфоратора) 25-50 г.
Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах - снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках - пулевую.
Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает - 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это - одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.
Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако, их применение ограничено давлением и температурой на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В таких перфораторах заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала) герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом па конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования ее не применяют. Головку, груз, ленту после отстрела извлекают на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов относится невозможность контроля числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.
Кумулятивные перфораторы наиболее распространены. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями.
Гидропескоструйная перфорация основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом.
Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком. Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.
В процессе перфорации под действием абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) может образоваться щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезаться колонна по кольцу, что необходимо, например, для извлечения части обсадной колонны.
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. Спускают ее в скважину на каротажном кабеле, жилу которого используют для приведения в действие взрывателя и всего заряда торпеды.
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.

neftegaz.ru

Гидропескоструйная перфорация нефтяных скважин

В нефтяной промышленности особое место отведено технологическим процессам. Так, гидропескоструйная перфорация скважин применяется, как один из основных способов пробивания отверстий в колонне буровой. Делается это напротив нефтеносной области с целью усилить или же стимулировать поток углеводородного сырья.

Чем отличается гидропескоструйная технология от остальных методик

Стоит понимать, что перфорация нефтяных скважин может проводиться с использованием различных методик. Необходимый способ выбирается, исходя из типа конструкции буровой, геологических особенностей области, условий бурения. В расчет принимаются различные факторы, возникающие впоследствии воздействия на продуктивный пласт. Потому каждый способ испытывается в лабораторных условиях, и только потом переносится на местность. Для нефтяной перфорации использую следующие технологии:

торпедная;
пулевая;
кумулятивная;
гидропескоструйная.

Сравнить методики можно на примере отличий. Так, кумулятивная технология отличается от гидропескоструйной тем, что она влечет за собой негативное воздействие на прочность цемента. Риску подвергается и обсадная колонна. Это спровоцировано большой длиной каналов. Пулевая и торпедная могут оказать сильное механическое воздействие на скважину. В результате этого могут возникнуть трещины на цементном кольце. При этом наблюдается отслаивание эксплуатационной колонны и в редких случаях полное разрушение.

Потому специалисты в ряде случаев прибегают к применению более щадящей технологии – гидропескоструйной перфорации. Она оказывает не столь разрушающий эффект на скважину, колонну и цементное кольцо.

Характеристика гидропескоструйной технологии

Данная методика применяется не столь часто, как кумулятивная, однако может быть использована в силу определенных обстоятельств на нефтяной скважине. Гидропескоструйная перфорация – это абразивное воздействие на преграды, их гидромониторное разрушение. Представляет собой процесс нагнетания в скважину жидкости и песка, после чего образуются чистые глубокие каналы.

Перфорация нефтяных скважин по данной технологии используется при вскрытии сжатых коллекторов. Они могут быть, как гомогенными по проницаемости, так и не являться такими. Способ применяется или для срезания трубы на буровой, когда требуется провести ремонт или замену оснащения.

Гидропескоструйная перфорация бывает двух типов:

Точечная. В таком случае канал делается при помощи неподвижного перфоратора. Воздействие на нефтяную скважину данным способом проводится в течение 15 минут.
Щелевая. Предполагает использование подвижного перфоратора. Предполагает воздействие в течение 3 минут на каждый см длины.

Стоит отметить, что при работах в непродуктивных областях нефтеносного пласта может применяться обычная пресная вода. Делается это в целях экономии на промывочной жидкости. Абразивная смесь делается путем добавления в жидкость кварцевого песка или проппанта.

Если возникает непредвиденная остановка оснащения на долгий период, то нефтяную скважину следует без задержек промыть путем обратной циркуляции.

Преимущества и недостатки

Технология перфорации стала применяться в отрасли после внедрения в нее стойких материалов, предназначенных для проведения технологических процессов в углеводородных скважинах. В сравнении с классическими методиками, гидропескоструйное воздействие имеет достаточно большой список достоинств:

Повышенная успешность работ. Это продиктовано отсутствием преждевременной остановки закачки абразивной смеси, когда предполагается повторное проведение работ.
Уменьшение сроков освоения скважины. На разработку тратится меньше времени в силу того, что полностью отсутствуют работы с уплотнителем (пакером) и пределы по массе проппанта.
Исключение негативного воздействия на нефтеносный пласт. Взрывные нагрузки не производят положительного эффекта на эксплуатационную колонну. А получение отверстий путем нагнетания абразивного песка с жидкостью несет более щадящий характер. При этом получаемые отверстия после обработки нефтяной скважина имеют больший диаметр.
Более результативное проведение нескольких последовательных операций. Когда требуется определенное количество процессов перфорации, гидропескоструйная технология предполагает меньшую массу проппанта. Это связано с занным размещением.
Технологический процесс ISOJET допускается а различных скважинах. Различные препятствия (кривизна канала, присутствие хвостовика) не могут повлиять на возможное применение способа. При этом для сооружений, относящихся по прочности к классу Е (предполагается отсутствие усиленной колонны), гидропескоструйная перфорация также может применяться.

Но существуют и негативные стороны использования технологии. Здесь стоит отметить следующее:

Необходимость использования передового оснащения. Для гидропескоструйной обработки нефтяных скважин используются специальные перфораторы, компрессоры, пескосмесители. Также необходимо соорудить резервуары для жидкости.
Поглощение жидкости грунтом. В таком случае применение гидропескоструйной технологии перфорации полностью исключается.
Полное соблюдение технологи процесса. Здесь стоит наладить расход форсунок, давление при работе с учетом потерь по длине трубок, контролировать продолжительность процесса. Если этого не соблюдать, то могут возникнуть необратимые последствия.

Подведение итогов

Перфорация нефтяных скважин гидропескоструйным методом – наиболее щадящая технология при воздействии на нефтеносные пласты. Способ достаточно эффективен и безопасен при полном соблюдении технологических процессов, а потому может применяться в случае необходимости. Методика допускается при освоении фонтанных скважин без подъема перфорирующего устройства.

Гидропескоструйная перфорация - Разведка и разработка

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных коллекторов, как однородных, так и неоднородных по проницаемости перед гидроразрывом пласта для образования трещин в заданном интервале пласта, а также чтобы срезать трубу в скважине при ремонтных работах.

Технологии гидропескоструйного воздействия в нефтегазе стали использовать после разработку достаточно стойких материалов для применения во время проведения работ в нефтегазовых скважинах.

ГПП нефтегазовых скважин имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционными методами прострелочно-взрывных работ (ПВР).

ГПП предполагает образование канала за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, содержащей абразивный песок.

Такой способ вскрытия практически исключается отрицательное воздействие взрывных нагрузок на пласт и на эксплуатационную колонну, а получаемые отверстия значительно больше, чем при использовании кумулятивных зарядов при аналогичных условиях.

Это предполагает отсутствие преждевременной остановки закачки при последующем проведении работ по ГРП, что повышает успешность работ.

Добавим существенно меньший срок освоения скважины при ГПП.
При ГПП отсутствуют манипуляции с пакером, его посадка осуществляется 1 раз выше самого верхнего пласта; нет ограничений по массе ГРП и фракциям проппанта.

При нескольких последовательных операций ГРП требуется меньше массы проппанта, в связи с зонным размещением.

Проведение работ по технологии ISOJET возможно практически в любых скважинах: большая кривизна скважины, наличие хвостовика (114 или 102 мм) или отсутствие усиленной эксплуатационной колонны (группа прочности Е) не являются препятствием для использования технологии ISOJET.

Хотя есть и ограничения.

Если пласт поглощает жидкость, то применение гидропескоструйной перфорации недопустимо.

Различают 2 варианта перфорации - точечную, когда канал образуют при неподвижном перфораторе, и щелевую, когда перфоратор неподвижен.

Для проведения СПП необходимы перфораторы, насосно-компрессорные трубы, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковая катушка или превентор, а также жидкость - носитель и кварцевый песок.

В качестве жидкости - носителя используют дегизированную нефть, 5-6% раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрязняющий коллектор.

При работах в интервале непродуктивного пласта обычно используют пресную воду или промывочную жидкость.

Требования к материалам и жидкости описаны.

При прохождении смеси через смесительную емкость, насосный агрегат, линии обвязки, ГНКТ и затрубное пространство скважины параметры смеси должны соответственно различаться, но несущая жидкость должна обеспечить при различной температуре поддержание песка во взвешенном состоянии при прохождении всех участков на пути закачки и необходимом уровне трения, не превышающем 290 атм.

Так, смесь должна проходить через шланги низкого давления, где необходима более высокая вязкость жидкости для поддержания песка во взвешенном состоянии, затем - через ГНКТ, где требуется пониженная вязкость и снижение трения при высоких расходах закачки и ограничениях по циркуляционному давлению.

При проведении работ в горизонтальных скважинах, где смесь транспортируется в ГНКТ при низком циркуляционном давлении требуется еще более высокая вязкость жидкости.

В качестве абразивного песка можно использовать проппанты или кварцевый песок различного типоразмера.

Предпочтительней кварцевый песок типоразмера 35-40.

Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять 50-100 г/ литр.

Гидропескоструйный перфоратор представляет собой корпус из стального сплава с 3-я форсунками из твердых сплавов с фазировкой 120^о.

Форсунки также отстоят по оси друг от друга на определенном расстоянии.

При прокачке смеси через форсунки с определенным расходом достигается необходимая скорость струи при расчетном давлении.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, а при щелевом - не более 3 мин/1 см длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке, без учета потерь на трение в насосно-компрессорных трубах составляет 10-12 МПа при диаметре 4,5 мм.

Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках скважину немедленно промывают при обратной циркуляции.

Компоновка низа ГНКТ представляет: переходник ГНКТ, двойные лепестковые обратные клапаны, механический разъединитель, гидравлический центратор, гидропескоструйный перфоратор, циркуляционную насадку.

После перфорации при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают саму скважину до забоя, чтобы полностью удалить из нее песок, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации.

Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

neftegaz.ru

Щелевая перфорация — Комплекс

Щелевая перфорация – это процесс создания в эксплуатационной колонне щелей для возможности сообщения между пластом-коллектором и скважиной. Перфорационные каналы применяются для извлечения пластового флюида и для закачки в пласт цементного раствора, воды, газа и др.

Перфорация скважин осуществляться разными способами, сейчас наиболее распространённые - это способы взрывного воздействия. Однако подобные технологии многими специалистами в добыче газа и нефти признаются непродуктивными и малоэффективными. К ним на смену приходят методы невзрывного воздействия.

Технологический процесс

В тех случаях, когда при вторичном вскрытии продуктивного пласта осуществляется щелевая перфорация, то в скважину опускается инструмент, который геофизическим методом привязывается к разрезу. Процесс начинается с того, что гидромеханический щелевой перфоратор прикрепляется к колонне, после чего опускается до запланированного уровня перфорации. Затем к нему присоединяют реперный патрубок перфоратора. Изначально устье скважины находится под давлением около 2 МПа, что помогает перфоратору занять нужное положение, когда диски-фрезы изнутри жестко упираются стену колонны.

Щелевая перфорация подразумевает возвратно-поступательное движение лифта, который удерживает перфоратор на заданном отрезке колонны. Постепенно давление повышается. Диски-фрезы медленно продавливают стенки колонны и выходят за ее внешние границы. Таким образом, по всему диаметру трубы образуются продольные щели. Диски-фрезы, воздействуя на кромки щелей, исключают вероятность их смыкания. В результате, на определенной части обсадной колонны формируется устойчивая длинная щель, а через нее на цементное кольцо и горную породу оказывается необходимое воздействие.

Преимущества щелевой перфорации над кумулятивной

Происходит более качественное вскрытие пласта, посредством воздействия щели на все каналы, проводящие флюиды;
Площадь вскрытия от десяти до двадцати раз больше, а при пескоструйной щелевой – от сорока процентов и выше. И притом сохраняется прочность обсадной колонны;
Щелевая перфорация может проводиться в любое время суток, и не зависит от отключения стационарных источников электроэнергии;
Радиус проникновения в два раза больше;
Минимальная длина щели около пятидесяти сантиметров;
Отсутствует фугасное воздействие на обсадную колонну;
На поглощающих скважинах появляется возможность проведения повторного вскрытия;
Выше и ниже уровня перфорации отсутствует негативное воздействие на цементное кольцо за эксплуатационной колонной;
Эффективно, без нарушения между ними перемычек, вскрываются продуктивные пласты;
Возможность вскрывать не только нефтяные пласты, но и пласты с иными жидкостями;
Весьма эффективна перфорация в борьбе с водоперетоками в заколонном пространстве.

Гидромониторная обработка

По окончании щелевой перфорации необходимо восстановить флюидопроводящую способность приколонной зоны. Т. е. наступает черёд гидромониторной обработки. Данная обработка заключается в специальной химической обработке прилегающей горной породы и цементного кольца. В результате, в приколонной зоне формируются фильтрационные каналы и каверны длиной.

www.perfokom.com

Конструкция забоя скважины. Перфорация скважин

Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуатируются несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит различные стадии разработки — от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие объемы жидкости при низких динамических уровнях. В ряде случаев в результате накопления информации о неоднородности пласта и расчлененности его на самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раздельной эксплуатации или раздельной закачки воды в разные пропластки через одну и ту же скважину. Надежно определить условия эксплуатации данной скважины на весь период ее работы не представляется возможным. Однако чем лучше конструкция скважин соответствует всему возможному разнообразию условий их работы в будущем, тем легче выбрать оборудование для оптимальных условий эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом на разных стадиях его разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного оборудования для откачки больших объемов жидкости или специального оборудования для раздельной эксплуатации пластов,

В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев экономия, достигаемая при бурении скважин малого или уменьшенного диаметра, оборачивается убытками вследствие невозможности оптимальной эксплуатации таких скважин на последующих этапах разработки месторождения.

Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.

В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.

1. При открытом забое (рис. IV. 1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым.

Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах;

при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может/возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.

Рис. IV.1. Способы вскрытия пласта:

а — открытый забой; б — забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском; β — забой с фильтром; г — перфорированный забой

Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность.

Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции.

Первый вариант (рис. IV. 1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

Второй вариант (рис. IV.i, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров — предотвращение поступления песка в скважину. 0-дно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50—80 мм и шириной 0,8—1,5 мм. Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4—6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.

Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.

3. Скважины с перфорированным забоем (рис, IV. 1, г) нашли самое широкое распространение (более 90 % фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах.

Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества.

Упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза.

Надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией.

Возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нсфтенасыщенных интервалов.

Возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные Обработки, гидроразрыв, раздельная закачка или отбор и др.).

Устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации. Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.

Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.

Скважины с перфорированным забоем доминируют в нефтедобывающей отрасли, в связи с чем представляется разумным рассмотреть основные методы перфорации скважин.

По принципу действия технических средств и технологий, применяемых для перфорации скважин, все методы можно разделить на следующие:

1. Взрывные.

2. Гидродинамические.

3. Механические.

4. Химические.

1. К взрывным методам относятся пулевая, торпедная и кумулятивная перфорация.

Не останавливаясь на технической оснащенности этих методов, кратко рассмотрим только основные принципы.

Пулевая перфорация осуществляется так называемым пулевым перфоратором, в котором имеются каморы с взрывчатым веществом, детонатором и пулей диаметром 12,5 мм. В результате практически мгновенного сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПа; под действием этого давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр которого равен 12 мм. Если применяется перфоратор другой конструкции, то давление при взрыве существенно ниже 2 тыс. МПа (0,6-0,8 Мпа), но время его действия на пулю длительнее, что увеличивает начальную скорость вылета пули и ее пробивную способность; длина перфорационных каналов достигает 350 мм. Существуют пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикальными стволами.

Торпедная перфорация осуществляется разрывными снарядами диаметром 32 или 22 мм. При попадании снаряда в горную породу после выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Длина перфорационных каналов при торпедной перфорации достигает 160 мм. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами с горизонтальными стволами.

Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. Заряд конической формы облицован тонким медным листовым покрытием. При подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне, цементном камне и горной породе. Давление в струе достигает 0,3 млн. МПа, а скорость ее - 8 км/с. При этом образуется перфорационный канал длиной до 350 мм и диаметром до 14 мм. Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и бескорпусные (ленточные), но снаряды в них располагаются всегда горизонтально.

В настоящее время кумулятивная перфорация является наиболее распространенной, т.к. позволяет в широком диапазоне регулировать характеристики зарядов, подбирая наилучшие для каждого конкретного продуктивного горизонта.

Вместе с тем всем взрывным методам присущи определенные недостатки, некоторые из которых являются весьма существенными. Так как при взрыве создается высокое давление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и особенно в цементном камне возникают нарушения, связанные с трещинообразованием, нарушением связи цементного камня с горными породами и обсадной колонной и потерей герметичности заколонного пространства. В процессе эксплуатации скважины это приводит к заколонным перетокам.

Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных методах, имеют уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты ленты ленточных перфораторов и др.). При удачной пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что снижает эффективность фильтрации флюида. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие или делающие невозможным проведение исследовательских работ в скважине спускаемыми измерительными приборами.

2. Среди возможных гидродинамических методов вторичного вскрытия наиболее интересной на сегодня является гидропескоструйная перфорация, входящая в арсенал средств и методов нефтегазодобывающего предприятия. Так как этот метод является не только методом перфорации, но и методом искусственного воздействия на ПЗС, то рассмотрим его более подробно ниже.

3. Механический метод перфорации является сравнительно новым и осуществляется сверлящим перфоратором, представляющим из себя, по существу, электрическую дрель. Этот перфоратор представляет собой корпус с электромотором. Сверло расположено в корпусе горизонтально. В связи с этим выход сверла определяется диаметром корпуса, что в ряде случаев является недостаточным.

При этом методе вторичное вскрытие осуществляется сверлением отверстий диаметром 14-16 мм; при сверлении обсадной колонны давление на цементный камень является малым, и он не повреждается. При соответствующем выходе сверла просверливаются не только обсадная колонна и цементный камень, но и часть горной породы. Поверхность такого канала является гладкой, а горная порода не уплотненной. Отсутствуют заусенцы и на внутренней поверхности обсадной колонны.

Как показало промышленное использование сверлящих перфораторов, они не повреждают цементного камня и не нарушают герметичности заколонного пространства, позволяя эффективно вскрывать продуктивные горизонты вблизи водонефтяного потока, избегая преждевременного обводнения скважин, которое неизбежно при взрывных методах. Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной колонны в цементном камне, что характерно для наклонно-направленных скважин.

4. К химическим методам перфорации можно отнести такие, при которых вторичное вскрытие происходит за счет химической реакции, например, металла с кислотой. Рассмотрим следующую технологию вторичного вскрытия.

Обсадная колонна длиной, равной толщине продуктивного горизонта или необходимому интервалу вскрытия, просверливается в соответствии с выбранной плотностью перфорации до спуска ее в скважину (на поверхности). Просверленные отверстия закрываются, например, магниевыми пробками, длина которых равна сумме толщины обсадной колонны и толщины цементного кольца. Затем обсадная колонна спускается в скважину и производится ее Цементирование. После схватывания цементного раствора в скважину закачивается расчетное количество раствора соляной кислоты, которое продавливается до интервала вскрытия. Взаимодействие солянокислотного раствора с магниевыми пробками приводит к их растворению, и через определенное время магниевые пробки растворяются полностью, раскрывая просверленные в обсадной колонне отверстия и отверстия, образовавшиеся в цементном камне. В результате этого создается хорошая гидродинамическая связь призабойной зоны с полостью скважины.

Таким образом, рассмотренные методы вторичного вскрытия, технологии и техника их реализации являются многообразными, но не существует ни одного, который бы не обладал определенными, а иногда и существенными, недостатками.

students-library.com

Перфорация скважин. Освоение скважин

По завершении строительства скважины нефтегазоносные пласты обычно оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом . Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в скважину в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце создают ряд каналов ( отверстий ) .обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной . Этот процесс называется перфорацией . Известно несколько различных технологий проведения этого мероприятия : пулевая , торпедная , кумулятивная , гидропескоструйная и прочие опытные разработки (сверлящий перфоратор и т.д. ) . Однако наиболее распространенным методом в настоящее время является кумулятивная перфорация . Она осуществляется за счет сфокусированного взрыва заряда , благодаря его конической форме поверхности . Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов , аналогично армейским кумулятивным бронебойным снарядам , пробивает ЭК и цементное кольцо напротив нефтеносного участка . Кумулятивная струя приобретает скорость до 6 — 8 км/с и оказывает давление на преграду до миллиона и более атмосфер . При выстреле образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8—14 мм . Ленточные кумулятивные перфораторы опускают в скважину в виде гирлянд на геофизическом кабеле . Максимальная толщина вскрываемого пласта достигает 30 метров (для сравнения - при пулевой 2,5 м ). Это - одна из причин широкого распространения кумулятивной перфорации.

Освоение скважин - это комплекс работ по вызову притока жидкости и газа из пласта в скважину , обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с добывными возможностями пласта.

После бурения , вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона пласта ( ПЗП ) , особенно вскрытый участок , загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой . Поэтому образуются зоны с пониженной проницаемостью ( иногда сниженной до нуля ). Следовательно , цель освоения -восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока нефти и газа в скважину.

Сущность освоения скважины заключается в создании перепада давления между пластовым и забойным , так чтобы пластовое давление превысило забойное . В данном случае , для неработающей скважины под забойным подразумевается давление столба жидкости в скважине ( бурового раствора ) .Следует также отметить , что в случае изначально высокого пластового давления (особенно аномально-высокого ) нет необходимости в искусственном вызове притока , т.к. нефтегазопроявления начинаются самостоятельно , вплоть до выброса бурового оборудования и возникновения неуправляемого фонтанирования нефти.

Снижение забойного давления стоящей скважины достигается двумя путями ( исходя из классической формулы давления столба жидкости р = g Н р , где р - давление , Н - высота столба , р - плотность жидкости , g - ускорение свободного падения ) : либо снижением уровня жидкости ( высоты Н ) , либо уменьшением плотности жидкости р . В первом случае существует несколько способов : поршневание , тартание желонкой , продавка сжатым воздухом или газом , прокачивание газожидкостной смеси, откачка насосами . Во втором случае производят постепенную замену бурового раствора или жидкости заполняющей ствол скважины на более легкую путем промывки, например по схеме буровой раствор - вода - нефть.

students-library.com

Гидромеханическая щелевая перфорация — Комплекс

Гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП) - технология вторичного вскрытия пласта. Она заключающаяся в следующем: перфоратор, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах и привязанный к нужному пласту геофизическим методом, производит в обсадной колонне непрерывные длинные продольные щели. После через эти щели под воздействием гидромониторной струи на горную породу и цементное кольцо, вымываются сплошные каверны.

Задачи, возникающие при вскрытии пласта

Производительность газовых и нефтяных скважин напрямую зависит от того насколько качественно произведено первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта. Известно, что идеальной технологии вскрытия пласта не существует. Любой буровой раствор, воздействуя на тонкодисперсную среду, каковой и является продуктивный пласт, в большей или меньшей степени ухудшает ее фильтрационные возможности. При этом формируются межгранулярные трудноразрушаемые мембраны и зоны кольматации. Они ухудшают проницаемость коллектора и, соответственно, снижают производительность скважины.

Следует знать, что самые щадящие способы вскрытия пласта всегда в большей или меньшей степени, отрицательно влияют на его фильтрационные свойства. Из современных способов вторичного вскрытия пласта, апробированных для различных видов коллекторов, наиболее эффективным является способ ГМЩП (гидромеханической щелевой перфорации). На сегодня, учитывая показатель цена-качество, он представляется самым оптимальным.

В процессе испытаний было установлено, что если давление на горный материал гидромониторного воздействия составляет 150-170 ат., а время воздействия более 30 мин., то общий радиус проникновения в пласт перфоратора будет в пределах 1-го метра. Штуцер перфоратора, расположенный под наклоном 45º, образовывает каверну, достигающую угла нормального откоса. Таким образом, при дальнейшем использовании скважины, из данной каверны не происходит осыпания пород, находящихся ниже уровня перфорации. Это даёт возможность добывать нефть на расстоянии в два-три метра от забоя и до нижнего уровня перфорации.

Метод ГМЩП также успешно используется при вскрытии продуктивных пропласток. Т. к. между ними не происходит деформации перемычек. Применение данного метода вторичного вскрытия происходит не только на нефтяных скважинах, но и на других жидкостях, хотя следует сказать, что предпочтительным для гидромониторной струи вариантом все же является нефть. Это можно объяснить тем, что при вскрытии определённой части продуктивного пласта, которая не затронута кольматацией, струя восстанавливает естественные природные свойства пласта.

Из особенностей ГМЩП следует отметить то, что перед непосредственным началом работ нужно промыть скважину с помощью обратной промывки во избежание вторичной кольматации пласта. Причем промывку необходимо проводить не менее 3-х раз.

Преимущества гидромеханической щелевой перфорации

Качественное вскрытие участка продуктивного пласта;
Щадящее воздействие на заколонное цементное кольцо и эксплуатационную колонну ниже и выше отрезка перфорации: позволяет выборочно вскрывать исключительно продуктивные пропластки, не нарушая между ними перемычек;
Создание довольно надежной связи с пластом;
Возможность использования более низкого (в сравнении с кумулятивной перфорацией) рабочего давления при гидроразрыве пласта;
Гораздо большая площадь участка вскрытия продуктивного пласта в сравнении с кумулятивной перфорацией;
Даёт возможность существенно понизить затраты на добычу нефти.
Получение сверхдобытой нефти за счет качественного вскрытия пласта

www.perfokom.com