Публикации

Чтобы создать отверстия в обсадной колонне – для поступления в скважину из пласта-коллектора пластовых флюидов, для закачки в пласт или заколонное пространство воды, газа, цемента и др. агентов – применяются различные технологии перфорации (well perforation).

Традиционно широко используют кумулятивные перфораторы, снаряженные специальными взрывчатыми веществами (ВВ). При взрыве плазменная струя прожигает стенку обсадной трубы и проникает в призабойную зону пласта (ПЗП), образуя каналы. В настоящее время средняя глубина эксплуатационных нефтяных и газовых скважин в России составляет 2,5 км, и она постоянно увеличивается. Поскольку температура среды с ростом глубины также растет, актуальной становится разработка термостойких ВВ. Согласно исследованиям (см. ссылки в статье Целинского И.В., «Соросовский образовательный журнал», 1997, №11, с. 46-52), наиболее перспективны высокоплавкие соединения, содержащие ди- и тринитрофенильные заместители.

У кумулятивной перфорации имеется очень серьезный недостаток – нарушение целостности цементного кольца ниже и выше интервала перфорации вследствие гидравлического удара столба скважинной жидкости под действием взрывного давления. Последствия этого крайне нежелательны: заколонные водоперетоки, кольматация ПЗП (особенно в терригенных песчаниках). Кроме того, если неверно позиционировать заряд, возможны локальные вспучивания колонны, снижается качество отверстий.

При гидропескоструйной перфорации высоконапорная струя вырезает в колонне щель небольшой длины и формирует в породе каверну глубиной более 1 м. Избавляясь от недостатков кумулятивного метода, данная технология приводит к ускоренному износу промыслового оборудования и опасности «прихвата» оборудования при сбоях работы насосных агрегатов, поэтому применяется очень ограниченно.

Чтобы сгладить хотя бы часть этих проблем, нефтегазовые компании развивают собственные способы перфорации – и основанные на кумулятивном методе, и оригинальные. Так, «ПетроАльянс» использует TCP-L технологию, при которой спуск перфоратора ведется на насосно-компрессорных трубах (НКТ). Применение зарядов высокой пробивной способности (до 1,5 м) дает перфорационные каналы, выходящие за пределы зоны проникновения бурового раствора, что существенно повышает дебит скважины.

Еще в 1980 г. была разработана технология гидромеханической щелевой перфорации (ГМЩП) для вторичного вскрытия нефтяных и нагнетательных скважин. Накатный диск перфоратора, спущенного в скважину на НКТ и привязанного к пласту геофизическими методами, проделывает в обсадной колонне длинные продольные щели (рис. 1). Затем через них, воздействуя гидромониторной струей из форсунок перфоратора, в породе вымываются сплошные каверны. «ГМЩП, в отличие от точечной перфорации, обеспечивает максимальное вскрытие флюидопроводящих каналов, и не нарушается целостность крепи обсадной колонны вне интервала перфорации, что исключает проникновение пластовой воды из близкорасположенных  водоносных горизонтов в добываемую продукцию, – говорит зам. технического директора ООО «НПК «Эксбур-К» Александр Ярыш. – Достигается селективное вскрытие продуктивных пропластков без нарушения перемычек между ними и возможность вскрытия пласта на нефти или любой другой жидкости, сохраняющей коллекторские свойства пласта». При ГМЩП удельная площадь вскрытия в 12–14 раз (глубина проникновения сопоставима с глубиной проникновения кумулятивных зарядов) больше, чем при кумулятивной перфорации. 

Развитие этой технологии – комплексная пластическая перфорация (КППС), продвигаемая ООО «Некко» с 2003 г. (рис. 2). Двухсторонний щелевой перфоратор с двумя режущими дисками, совершая возвратно-поступательные движения, вскрывает колонну методом пластической деформации металла. Перфоратор оснащен двумя гидромониторными форсунками, через которые находящейся под давлением жидкостью (техническая вода, нефть, кислота или поверхностно-активное вещество) обрабатывается ПЗП. КППС относится к щадящим видам перфорации, поэтому позволяет проводить работы в скважинах со слабым или нарушенным состоянием заколонного цемента. 

В процессе перфорации важен фактор совместимости оборудования и материалов. К примеру, нельзя цементировать скважину сверхпрочными материалами и при этом использовать устаревшие методы перфорации.

Олег Никитин

ТехЭкспертиза

Сергей Матвеев, специалист по КППС (ООО «Некко»):

– Комплексная пластическая перфорация, на первый взгляд, очень похожа на гидромеханическую щелевую перфорацию. Но объединяет эти технологии лишь способ вскрытия эксплуатационной колонны, основанный на деформации и дальнейшем разрушении металла под нагрузкой.

При КППС вскрытие происходит в виде двух продольных щелей, диаметрально противоположных друг другу (ГМЩП – односторонняя перфорация). Таким образом, при вскрытии равной площади время работ (а соответственно, затраты на оплату работы бригады КРС и время простоя скважины) при КППС в два раза меньше, чем при ГМЩП. Еще одно важное различие – форма накатных дисков. Если при ГМЩП диски только разрушают эксплуатационную колонну методом накатки дорожки, то в комплексном пластическом перфораторе применяются специально разработанные диски-фрезы, которые после входа в «тело» эксплуатационной колонны фрезеруют созданную щель, предотвращая ее смыкание. И, как показал контроль качества КППС методом скважинной акустической профилеметрии, ширина щелей остается стабильной – до 12 мм.

ТехПоддержка

http://revolution.allbest.ru/geology/00001397_1.html – о классических технологиях перфорации: пулевой, торпедной и проч.;

www.bvt-s.ru/adaptation/disclosure/ – о вторичном вскрытии пласта перфорацией;

www.npf-geofizika.ru/leuza/science/article18.htm – статья «Новые способы вторичного вскрытия».

Рис. 1. Перфоратор для ГМЩП (рис. ООО «НПК «Эксбур-К»)

Рис. 2. Комплексная пластическая перфорация на одной из скважин Западной Сибири (фото ООО «Некко»)