Вскрытие, опробование и освоение продуктивных горизонтов

Вскрытие продуктивных пластов

Первичное вскрытие – пласт вскрывается при бурении. Происходит взаимодействие бурового раствора со стенками скважины. В разведочных скважинах проводят пластоиспытатель для более точных характеристик коллекторских свойств горных пород.

Вторичное вскрытие происходит при перфорации и освоении скважины.

При цементировании эксплуатационных колонн на продуктивный пласт осуществляется большая нагрузка, происходит загрязнение продуктивного горизонта и его цементирование, т.к. цемент имеет очень хорошую фильтрацию. Поэтому вводится ступенчатое цементирование для уменьшения воздействия на продуктивный горизонт.

Но, учитывая, что на сегодняшний день, в связи с интенсивной разработкой нефтяных месторождений, когда количество отбираемого флюида значительно больше закачиваемой жидкости, пластовое давление быстро снижается и очень часто становится ниже гидростатического. В связи с этим, даже незначительное воздействие на продуктивный горизонт могут очень сильно отрицательно повлиять на дальнейшую эксплуатацию.

 

Перфорация

После проведения комплекса геофизических работ скважина готовится к перфорации. Интервалы выбираются по заключению геофизического предприятия и согласованию с заказчиком, в зависимости от цели скважины (добывающая или нагнетательная).

При перфорации в коллекторе делаются отверстия, через которые сразу начинается сообщение: скважина-пласт. Поэтому, жидкость, которой заполняется скважина, не должна пагубно отразиться на коллекторских свойствах продуктивного горизонта.

Технические средства вторичного вскрытия

Высокоэффективный перфоратор ПК-105 предназначен для вторичного вскрытия нефтяных и газовых скважин.

ПК-105 относится к кумулятивным корпусным извлекаемым перфораторам многократного использования. Усредненный ресурс эксплуатации изготавливаемых корпусов перфораторов составляет 30 залпов и выше. Отдельные корпуса выдерживают от 45 до 55 залпов при использовании усиленных зарядов.

Перфораторы ПК-105 изготавливаются из запатентованной высоколегированной стали и на способ их производства получен патент РФ № 2200827 на изобретение. Термическая обработка корпусов формирует высокий комплекс физико-механических свойств, предотвращает образование трещин при выстрелах и обеспечивает малое раздутие корпусов. Ствольные отверстия выполняются под заряды различного типа. Резьбовые соединения обрабатываются алмазной пастой и изготавливаются, как со стандартной метрической резьбой, так и с трапециидальной, ускоряющей процесс скручивания-раскручивания.

Рис.4.7.2. Перфоратор ПК-105:

а- корпусный;б- бескорпусный;1- кабельный наконечник;2- корпус;3- алюминиевая лента;4- детонирующий шнур;5- кумулятивный заряд;6- груз;

Технические характеристики ПК-105:

- наружный диаметр до применения - 105 мм (максимально-допустимый при эксплуатации - до 108 мм);

- длина одного корпуса с 10 ствольными отверстиями - 1060 мм;

- общая длина перфоратора с двумя корпусами (20 ствольных отверстий), наконечник и головка - 2347 мм;

- ствольные отверстия диаметром 32 или 20 мм располагаются по правой спирали;

- сдвиг между осями соседних зарядов - 90°;

- расстояние между соседними зарядами - 85 мм;

- масса перфоратора с одним корпусом - 52 кг;

- масса перфоратора с двумя корпусами - 88 кг.

 

 

Таблица 4.7.2.1. Технические характеристики перфораторного заряда ЗПК-105М

Модификация	Мин/макс давление, МПа	Макс. темп.,^0С	Масса ВВ заряда, г	Диаметр отверстия в стали, мм	Глубина канала по API RP43, мм
ЗПК-105М	5/80			16-18

 

 

По окончанию перфорационных работ составляется заключение по контролю проведения перфорации (см.таблицы 4.7.2.2 и 4.7.2.3).

Таблица 4.7.2.2. Проведенный комплекс исследований

Метод	Кровля	Подошва	М-б	Режим исследования
ГК	2210.0	2305.0	1/200	Привязка
БМ, ВТ, ЛМ	2210.0	2305.0	1/200	До перфорации
БМ, ВТ, ЛМ	2210.0	2308.4	1/200	После перфорации

 

Таблица 4.7.2.3. Результаты исследований

 

4.7.3. Освоение скважины

 

Рис.4.7.3. Освоение скважины свабированием:

а- сваб: 1- канат; 2- подвеска; 3- шаровой клапан; 4- патрубок; 5- поршень; б- схема обвязки: 1- устьевая арматура; 2- лубрикатор; 3- крюкоблок; 4,6 – каротажные ролики; 5 – манометр; 7- сваб; 8- груз; 9- колонна НКТ; 10- эксплуатационная колонна; 11- зона перфорации; 12- каротажный подъемник;

 

Сваб представляет собой трубу диаметром 25,0-37,5 мм, в верхней части которой расположен клапан, открывающийся вверх. Сваб опускается в колонну НКТ на тонком стальном канате. Уплотнение пространства между свабом и внутренним диаметром НКТ осуществляется 3-4 резиновыми манжетами, армированными проволочной сеткой.

Сваб движется вниз под действием груза, прикрепленного к его низу. Клапан открывается и жидкость, находящаяся в колонне НКТ, свободно проходит в пространство выше сваба. При движении сваба вверх клапан закрывается, и прошедшая через клапан жидкость выталкивается на поверхность. При высоком пластовом давлении проводится при установленной на устье фонтанной арматуре и лубрикаторе. Свабирование прекращают при полном извлечении скважиной жидкости или при начавшемся проявлении пластового флюида.

Испытание пластов в колонне (крепленном стволе) осуществляется раздельно, методом «снизу-вверх», т.е. сначала испытывают нижний объект (пласт), затем переходят к испытанию вышележащего объекта. При этом исследованный горизонт изолируется герметичным цементным мостом.

Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов установкой цементного моста. При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.

Этот метод используют исходя из опыта работ и простоты использования. Сравнивая свабирование с тартанием, то первый имеет преимущество, т.к. он извлекает большей объем жидкости.