Особенности вскрытия продуктивного пласта. Методы вызова притока и освоения скважин. Техника безопасности при ведении работ по перфорации и вызову притока

Самый заключительный этап процесса бурения, это процесс подготовки и сдачи скважины в эксплуатацию, который заключается во вскрытии продуктивного пласта, спуска и цементирования обсадных колонн, оборудования забоя скважины и её перфорацию с последующим вызовом притока пластовых флюидов.

Первоначально рассмотрим процесс вскрытия продуктивного пласта, т.е. сообщением этого пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам:

- нефтегазовая смесь в пласте может быть под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование. Это можно предотвратить за счёт установки на устье скважины - превенторов или применив промывочную жидкость высокой плотности.

- нефтегазовая смесь в пласте может находиться и при давлениях ниже гидростатического, это факт вызывает ухудшение фильтрационной способности ПЗП в вследствие поглощения. Поглощение, как правило, происходит по трещинам, кавернам и высокопроницаемым пласта.

- попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в продуктивный пласт забивает его каналы, ухудшая приток углеводородов в скважину. Это может быть связано как проникновением фильтрата (дисперсионной среды), так и проникновение твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора.

Таким образом, для обеспечения наибольшей продуктивности скважины, следует, обеспечит приток пластовых флюидов из всех пластов и пропластков эксплуатационного объекта, на который была пробурена скважина. Создание благоприятных условий притока позволяет, снизит энергетические затраты на добычу единицы продукции по стволу скважины на дневную поверхность и её дальнейшего транспорта на установки по подготовки скважиной продукции, с последующей подачей её в системы магистральных трубопроводов.

Следует отметить, что в промысловой практике различают два вида вскрытия продуктивного пласта:

- первичное вскрытие – бурение;

- вторичное вскрытие – перфорация.

Вторичная перфорация осуществляется при использовании конструкции ПЗП с зацементированной эксплуатационной колонной и установленной на устье скважины колонной головки, путем прострела в теле эксплуатационной колонны, цементом кольце в горной породе отверстий, устройствами, носящими название перфоратора. Плотность перфорации (диаметр и количество отверстий на 1 п. м) рассчитывают из расчёта получения максимального притока добываемой скважинной продукции.

В основной массе перфораторы оснащены специальными зарядами, на пороховой основе установленными в перфораторе, опускаемом на геофизическом кабель канате.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин - пулевую, торпедную, кумулятивную, гидропескоструйная перфорация, сверлящая перфорация и т.п. Виды перфорационных каналов от различных способов перфорации приведены на рисунке 1.

Применение в нефтегазопромысловой практике прострелочные перфорационные работы в скважинах по видам и объёмам представлено в таблице 1.

Таблица 1. Основные виды прострелочных перфорационных работ в нефтяных и газовых скважинах

Показатель	Значение, %
Кумулятивная перфорация В том числе с депрессией на пласт	90 – 95 2 - 4
Пулевая перфорация	2 - 3
Гидроабразивная	1 - 2
Прочие виды (механическая, с растворяющимися вставками и др.)	0,5

Рисунок 1. Вскрытие продуктивного пласта различными способами перфорации:

а – пулевая; б – торпедная; в - кумулятивная; в - гидропескоструйная

 

В подавляющем большинстве случаев перфорационные работы всех видов в скважинах производятся при репрессии ΔР_р на продуктивный пласт. Значение репрессии не должно превышать 5 - 10 % значения пластового давления (но не более 2,5 - 3,5 МПа) в зависимости от глубины скважины.

При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной (толщиной до 5 - 1,5 мм) и ин-фильтрационной (радиусом до 300—1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт (а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при вскрытии пласта.