Анализ технологии и техники глубокой перфорации

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ – Анализ технологии и техники глубокой перфорации



Введение



Вторичное вскрытие продуктивных пластов является важнейшим этапом стратегии строительства скважин, который во многом определяет гидравлическое совершенство связи пласт-скважина, ее эксплуатационный ресурс и уровень нефтеотдачи. Более 85 % работ при перфорации производят с использованием протрелочно-взрывных технологий. В основном применяют корпусные и бескорпусные кумулятивные перфораторы типов ПК-105С, ПКТ-102СТ и ПРК-42; применение щадящих сверлящих перфораторов ПС-112, ПГСП ограничено ввиду небольшой глубины перфорационных каналов, что может привести к необходимости перестрела продуктивного интервала.

Наряду с комплексом работ по повышению эффективности первичного вскрытия пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии  разработки (специальные технологические жидкости, КНБК и аппаратура навигации, устройства для волновой и струйной кольматации и др.) необходимо совершенствовать технологию вторичного вскрытия – особенно многопластовых объектов, что без специальной техники недостаточно эффективно, а зачастую и невозможно (из более 160 тыс. скв. РФ 10-30 % простаивают).



	3.1 Классификация перфораторов



На рисунке 11 представлена классификация перфораторов, в той или иной мере применяемых в различных нефтегазоносных провинциях РФ, при этом основными устройствами и способами пока остаются прострелочные работы с кумулятивными перфораторами.

Несмотря на достаточное совершенство конструкции последних типов кумулятивных перфораторов по фазировке, фугасности, глубине проникновения в пласт и диаметру отверстий, только снабжение перфорационных компоновок автономной глубинной аппаратурой, способной регистрировать быстротекущие ударные взрывные процессы, позволило обьяснить, почему энергия взрыва оказывает неудовлетворительное влияние на крепь цементного камня – неспособного

					сопротивляться растягивающим нагрузкам (рисунок 12), длительность которых по данным ООО «ТНГ Ижгеофизика» в 2 раза превышает длительность периода сжатия, хотя и меньшего по амплитуде давления, но соизмеримого с абсолютной энергией	взрыва	(см.	площади	под	кривой давления, являющиеся функцией энергии взрыва). За счет прохождения кумулятивной струи (продуктов взрыва), скорость движения которой    составляет











БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ















Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата



Разраб.

Гуляев





3 СПЕЦИАЛЬНАЯ

ЧАСТЬ – Анализ технологии и техники глубокой перфорации

Лит.

Лист

Листов

Провер.

Анашкина









У



1

16

Реценз.











Филиал ТИУ в г.Нижневартовске гр.БСб-12

Н. Контр.

Лубягина









Утверд.













около   9000   м/с,   а   ударное   воздействие   достигает   20 000   -    30    000  МПа, создается огромное направленное пробивное усилие. Напряжения в  породах, соответствующие необратимой деформации, по данным исследований составляют 28,6 МПа – для песчаников и 18 МПа – для известняков. В результате давления кумулятивной струи стенки перфорированных каналов уплотняются, а проницаемость их снижается (особенно в газовых скважинах), что ведет к необратимому снижению производительности скважин.









Рисунок 11 - Классификация перфораторов





БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ

Лист





2











Рисунок 12 - Изменение давления в скважине при проведении перфорации



	     3.1.1 Интеллектуализация перфорационных комплексов



УГНТУ совместно с ООО «БашНИПИнефть» предложена интеллектуализация перфорационных комплексов с целью защиты крепи скважины, а также глубокой очистки продуктивного пласта.

Кумулятивный перфоратор комплектуется имплозионными камерами определенной конструкции (метод интенсификации добычи нефти с имплозионными камерами применялся в Коминефть с 1966 г.), размещаемыми  над и под перфоратором (рисунок 13) и способными гасить (поглощать) часть энергии взрыва и отраженных продольно-поперечных волн, также снабженными регистрирующими        устройствами.        При        необходимости       компоновка

«интеллектуального перфоратора» дополнительно снабжается камерами с технологической жидкостью (например кислотой определенной концентрации) для интенсификации притока.

На рисунке 14 представлена эпюра напряжений в верхней имплозионной камере в момент открытия ее рабочих отверстий, с одновременным срабатыванием кумулятивных зарядов перфоратора, выполненная в программе ANSYS.



	    3.1.1.1 Щелевая и сверлящая перфорации



К щадящим методам и устройствам относятся щелевая и сверлящая перфорации.

С точки зрения гидравлического совершенства – щелевое отверстие является наиболее оптимальным и в сочетании с отсутствием взрывного  импульса, нарушающего целостность цементного камня, щелевые перфораторы обеспечивают хорошую гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом.

К наиболее часто применяемым технологиям и типам щелевых перфораторов можно отнести устройства типа ПЩ разработки ОАО Азимут и комплексную пластическую перфорацию скважин Екатеринбургской сервисной компании NEKKO.



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ



Лист





3







1 – корпус перфоратора; 2 – заряд; 3 – детонирующий шнур; 4 – головка инициирующая; 5 – переводник; 6 – трубка

Рисунок 13 - Конструкция перфоратора ПКТ-89 с имплозионными камерами (технология интеллектуальной перфорации):



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ





Лист





4







Рисунок 14 - Эпюра деформаций в корпусе имплозионной камеры Перфоратор ПЩ формирует в эксплуатационной колонне продольную

щель большой протяжонности, одновременно разрушая гидромониторной струей через эту щель цементный камень и намывая вдоль нее каверну в горной породе. Принцип действия этого перфоратора основан на перекатывании режущего диска по стенке обсадной трубы и одновременным приложением к нему усилия, превы шающего предел текучести ее материала (принцип пластической деформации металла от нагрузки в каждой точке). При этом образуется продольная щель, длина которой определяется границами перемещения режущего диска. Перекатывание режущего диска обеспечивается возвратно-поступательным движением насосно-компрессорных труб. После проведения перфорации возможно освоение и эксплуатация скважины через перепускной клапан, находящийся в верхней части перфоратора. Конструктивно перфоратор прост, надежен в эксплуатации и обслуживании.

Для выполнения перфорации и освоения скважин за одну СПО разработана конструкция представленная на рисунке 15, включающая перфоратор, струйный насос с пакером и специальные контейнеры для технологических жидкостей и КИП.



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ





Лист





5







Рисунок 15 - Компоновка щелевого перфоратора и струйного насоса с пакером для выполнения перфорации и освоения за один спуско-подъем



Из сверлящих перфораторов наиболее широкое распространение на отдельных промыслах получил ПС-112 (ВНИИГИС, г. Октябрьский). Аппаратура ПС-112 способна производить в стенке скважины каналы диаметром 15 мм и глубиной до 70 мм. Небольшая глубина перфорационных каналов при вторичном вскрытии по этой технологии может привести к необходимости перестрела продуктивного   интервала   кумулятивными   перфораторами.   Для     повышения



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ





Лист





6





эффективности вторичного вскрытия пласта в ООО «ПИТЦ «Геофизика» совместно с НПФ «ЭРГИС» создан сверлящий перфоратор глубокого проникновения на кабеле ПС-112/18/500 с выходом сверла 500 мм.

В ООО “Нефтебурсервис” совместно с ОСКБ разработано «УФПК-1» устройство для формирования протяж?нных фильтрационных каналов в продуктивном пласте диаметром 20 мм с площадью фильтрации 628 см2. Данная технология вторичного вскрытия пласта позволяет формировать фильтрационные каналы диаметром 20 мм, глубиной до 1000 мм [3].



    3.1.2 Технологии разветвленного вскрытия пласта



Технология разветвленного вскрытия пласта с малым и сверхмалым радиусом кривизны (рисунок 16) может осуществляться как путем вращательного бурения, так и за счет разрушения горной породы высоконапорной струей жидкости включающей абразивный материал с применением инструментальной компоновки (фирмы США – Liberta NG, Petrojet, Radial Drilling Services Inc.,RadTech Inc. и др.)

После бурения каждого ответвления в бурильной колонне проводится измерение радиуса кривизны ствола ответвления специальным инструментом, который может пройти через бурильную колонну диаметром 32 мм, искривленную по радиусу 0,3 м и менее.



Рисунок 16 - Технология радиального вскрытия пласта



Однако технология разветвленного вскрытия имеет следующие недостатки. Во-первых – непредсказуемость траектории проводки стволов каналов, что может привести к попаданию в водоносные и иные пласты. Во-вторых, 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



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ





Лист





7





проникновения фильтрата в продуктивную породу с низким пластовым  давлением с образованием высоковязких водонефтяных эмульсий в приствольных зонахбоковых каналов нефтяных скважин. Кроме того, при проводке участка радиального канала через сильно дренированную заколонную область ПЗП, сложенную слабосцементированными обломочно-осадочными породами, под воздействием высокоскоростных струй могут образоваться склонные к обвалам породы каверны.

Для преодоления возникшей области изоляции, предотвращения образования конусов водогазонефтяных контактов в ПЗП, так и их устранения путем создания обсадного бандажа из цементного камня разработаны технология и техника глубокой перфорации. Технология включает удаление части обсадной колонны, расширение основного ствола, закачивание изолирующего гелеобразующего состава, создание цементной пробки, разбуривание в ней вспомогательного ствола, бурение веера спиралеобразных стволов диаметром 58 мм глубоких перфорационных каналов. Необходимое оборудование для выполнения данных технологических операций представлено на рисунке 17



Рисунок 17 - Технология глубокой перфорации



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ





Лист





8





Предлагаемый способ вторичного вскрытия продуктивной зоны пласта при строительстве или капитальном ремонте скважин обеспечит создание глубоких каналов диаметром 56 - 58 мм протяженностью от 10 м до 50 м и радиусом кривизны 5 - 10 м.

На специальном стенде были проведены испытания, в ходе которых исследовано поведение КНБК с различными углами перекоса при бурении высокообразивного искусственного песчано-бетонного блока (рисунок 18), подобраны специальные жидкости и отработаны различные типы долот. Стенд общей длиной 25 м оборудован трехплунжерным насосом 1.3ПТ-50Д2.



Рисунок 18 - Стенд испытательный

Перфобур может выполняться в одно или многосекционном исполнениях, и состоит из трех базовых модулей: модуль верхний, средний и нижний. В состав нижнего модуля (КНБК) входит: долото диаметром 56-58 мм, специальный шпиндель с твердосплавными опорами, шарнирный узел перекоса, двух секционный винтовой двигатель 2Д-43 с узлом перекоса между секциями, гибкая труба диаметром 25 - 27 мм и гидронагружатель (рисунок 19). Средний модуль состоит из трубного корпуса с отклонителем и якорем, а верхний модуль – поворотного механизма, толкателя диаметром 50 мм и переливного клапана. В состав КНБК может быть включен автономный инклинометр. Фрезировка каналов



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ





Лист





9





производиться поворотным механизмом верхнего модуля без дополнительных спускоподъемных операций.

Возможность работы КНБК ура в сильно искривленном канале оценивалось аналитически и на лицензионном испытательном стенде ВНИИБТ, г. Пермь (рисунок 20, 21).

На рисунке 22 представлена фотография 43-метрового перфобура, собранного на устье скважины для опрессовки перед началом опытно- промысловых испытаний.





Рисунок 19 - КНБК при применении технологии глубокой перфорации



БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ





Лист





10





































































































Рисунок 20 - Испытательный стенд ВНИИБТ

























БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ


Лист



11









































































































Рисунок 21 - Характеристика рабочей пары Д-43.5/6.42.010 при работе на воде Q = 0,27 л/с



















БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ


Лист



12









Рисунок 22 - Перфобур в трехсекционном исполнении на устье скважины



    3.5 Вторичное вскрытие пластов по технологии гидравлического освоения необсаженных стволов скважины (ГОНС)



Данная технология применяется для интенсификации притока нефти в скважинах с открытым забоем путем кислотной обработки ПЗП (рисунки 23, 24). Скважина должна быть прошаблонирована специальным шаблоном. Затем спускают в скважину НКТ диаметром 73 мм с гидравлическим скребком, он предназначен для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки и АСПО. После скребка производят спуск колонны НКТ с гидроперфоратором АП6М100 до подошвы нижнего обрабатываемого интервала, компоновка перфоратора состоит из двух пар насадок 4…6 мм под углом 90°. Насадки в стальной оправе изготавливают из твердых  сплавов, устойчивых против     износа





БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ

Лист





13





прокачиваемой жидкости. В линию нагнетания включают расходомер (СКЦ) для регистрации и оперативной оценки фактического расхода и перепада давления в насадках гидроперфоратора.

Заменяют жидкости в скважине на 14 % раствор НСl. Выбирают интервал перфорации, через лубрикатор в колонну НКТ сбрасывают шар-клапан и продолжают процесс замены жидкости в скважине, при посадке клапана на седло нагнетаемая жидкость получает выход только через насадки, давление на линии нагнетания повышается. При исправной гидравлической части насосов скорости истечения жидкости из насадок ожидается в пределах 140 - 300 м/с. Процесс закачки раствора сопровождается сжатием раствора из-за перепада давления и расширением из-за перепада температур, также при расчетах нужно учитывать удлинение

колонны НКТ под действием перепада давления и ее продольное колебание.

Производят гидронамыв кислотным раствором выбранного интервала, при этом продолжительность обработки каждой точки 30 минут. При гидравлической перфорации разрушающее воздействие на пласт происходит в результате использования гидромониторного эффекта высокоскоростной жидкостной струи, истекающей из насадок аппарата. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Снижение концентрации соляной кислоты в рабочем растворе за счет реакции кислоты с породами пласта компенсируют добавлением соляной кислоты в желобную систему.

Наилучшие результаты гидроперфорации достигаются при установке в перфоратор двух пар насадок диаметром 6 мм под углом 90°, в этом  случае работы необходимо проводить двумя агрегатами типа АзИНмаш 30А (трехплунжерный насос типа УНЦ2-160х500) с плунжерами диаметром d2 = 110 мм на III скорости (частота вращения коренного вала насоса 89 мин-1); либо с плунжерами диаметром d3 = 120 мм на III скорости (частота вращения коренного вала насоса 94 мин-1)



Рисунок 23 - Вторичное вскрытие пластов по технологии ГОНС





БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ

Лист





14







Рисунок 24 - Гидроперфоратор АП6М100

Контроль расхода кислотного раствора рекомендуется производить расходомером:

	2 агрегата АзИНмаш 30А (насос УНЦ2-160х150, d2 = 110 мм), расход – 10,7 л/с;

	2 агрегата АзИНмаш 30А (насос УНЦ2-160х150, d3 = 120 мм) расход - 12,3 л/с.

В исключительных случаях 2 агрегата ЦА-320 (насос типа 9Т, d1=115 мм) расход – 7,84 л/с.

Расстояние от торца насадок гидроперфоратора до поверхности ствола скважины должно быть равно 4,5 х d насадки (т.е. d 

Освоение нагнетательных скважин проводят аналогично добывающим, заменив кислотоструйную обработку на большеобъемную СКО.

Освоение и интенсификацию притока возможно производить методом компрессирования или струйными аппаратами с использованием депрессионно- репрессионной волновой техники с автономно-цифровой записью процессов. При компрессировании возможно размещения нескольких сливных клапанов (рисунок

13) в расчетных местах, что позволит использовать их в качестве «пусковых» муфт и осуществлять газлифт азотом без проведения дополнительных СПО.

Дальнейшее совершенствование технологии возможно при установке струйного насоса с пакером типа УПН в обсаженной части скважины, что позволяет осуществлять гидронамыв каналов кислотным раствором с расчетной депрессией и затем вызов притока без дополнительных СПО.

Компоновка состоит из устройства УПН-138-146-2 (струйный насос с гидравлическим пакером) установленного в обсаженной части скважины и гидроперфоратора АП6М100 (рисунок 25). Особенностью устройства УПН-138- 146-2 является то, что струйный насос и гидравлический пакер компактно размещены    в    одном    корпусе,    посадка    и    снятие    пакера   автоматически





БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ

Лист





15





осуществляется при возобновлении или прекращении нагнетания насосными агрегатами промывочной жидкости через колонну НКТ. Устройство снабжено встроенным манометром. Внутренний канал – обеспечивает доступ КИП на тросе для снятия КВД.











Рисунок 25 - Перфорационная компоновка для кислотного воздействия на ПЗП

Выводы



	Для преодоления возникшей области изоляции, предотвращения образования конусов водогазонефтяных контактов в ПЗП, устранения путем создания обсадного бандажа из цементного камня предлагается применять технологию и технику глубокой перфорации. Предлагаемый способ вторичного вскрытия продуктивной зоны пласта при строительстве или капитальном ремонте скважин обеспечит создание глубоких каналов диаметром 56 - 58 мм протяженностью от 10 м до 50 м и радиусом кривизны 5 - 10 м.

	Совершенствование технологии гидроперфорации возможно при установке струйного насоса с пакером типа УПН в обсаженной части скважины, что позволяет осуществлять гидронамыв каналов кислотным раствором с расчетной депрессией и затем вызов притока без дополнительных СПО.





БР.21.03.01.46.565.2016.ПЗ

Лист





16.......................