ООО “Нефтебурсервис”

Проблема наиболее полного извлечения углеводородов из недр ставит перед нефтяной наукой важные задачи по изысканию, разработке, испытанию и внедрению новых технологий, направленных на повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений.

В последние годы в разработке нефтегазовых месторождений произошли изменения, которые привели к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к сложно построенным, малопроницаемым, малопродуктивным пластам, в связи с этим, вопросы заканчивания скважин на сегодня приобретают особую актуальность.

Известно, что формирование и последующее состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) сильно влияют на продуктивность скважин. Само формирование состояния ПЗП зависит от операций, которые проводятся при строительстве скважин - первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов, цементирование, освоение и т.д.

Закупоривание около скважинного пространства фильтратами и твердой фазой буровых и тампонажных растворов приводит к снижению фильтрационных и емкостных параметров не-значительных по размерам при скважинных зон. Однако именно эти зоны оказывают существенное влияние на величину гидродинамического сопротивления потоку нефти или газа при движении этих флюидов из пласта в скважину.
При этом для преодоления гидродинамических сопротивлений необходимо создание соответствующих градиентов давлений при ос-воении, что не всегда возможно из-за ограниченных энергетических возможностей пласта и типа пластового флюида. В результате фазовая проницаемость может снижаться в десятки раз.

В некоторых случаях отмечается снижение проницаемости в прискважинной зоне в среднем в 4,4 раза (по отдельным измерениям и в 17 раз) по сравнению с удаленной зоной.
При этом степень уменьшения проницаемости определяется глубиной повреждения пласта
Ухудшение проницаемости призабойной зоны обычно оценивают “скин-эффектом”.
Его происхождение объясняется наличием зоны пониженной проницаемости вокруг ствола скважины, возникшей в результате загрязнения частицами бурового раствора и его фильтратом,
а также   отрицательного влияния   других технологических жидкостей, применяемых при заканчива-нии и освоении скважин.

Проникновение твердых частиц и фильтрата буровых растворов, отложение асфальтенов,
смол и парафинов на стенках капилляров, уменьшение проницаемости вследствие изменения эффективного горного давления приводят к уменьшению нефтеотдачи пласта, и соответственно, снижению темпов разработки и ухудшение гидродинамических показателей пласта.
Снижение   проницаемости   пород   на   расстоянии   нескольких сантиметров от поверхности пласта в стволе скважины можно исключить путем бурения протяжённых, до 1000 мм, фильтра-ционных каналов при вторичном вскрытии пласта.
 
В настоящее время более 95% всех объемов вторичного вскрытия пласта обеспечивается    куму-лятивными перфораторами, значительно реже - гидропескоструйными, щелевыми, сверлящими, а также бесперфораторным способом.
Вскрытие пластов кумулятивными  перфораторами в большинстве случаев обеспечивает хорошее качество гидродинамической связи скважины с пластом.
Однако пробивная способность кумулятивной струи частично снижается из-за наличия слоя жидкости между перфоратором и колонной, в связи с чем часть энергии струи расходуется на её преодоление.
Глубина канала пробитого в перегородке зависит от её плотности и механических свойств материала. Большое значение имеет диаметр пробитого отверстия.
Это особенно важно при кумулятивной перфорации, так как расплавленный материал облицовки кумулятивной выемки движется вслед за кумулятивной струёй со скоростью примерно в 10 раз меньшей скорости головной части струи, и при малом диаметре отверстия может его закупорить,
а высо-кая температура оплавляет стенки полученного канала в породе до состояния стекловидной корки, что значительно снижает фильтрационные характеристики создаваемых каналов.

Также в  сложных геолого-технических условиях  кумулятивная перфорация не эффективна, что объясня-ется, значительным преобразованием физических и физико-химических свойств ПЗП как в процессе строительства скважины , так и в процессе вторичного вскрытия.
Работу кумулятивных перфораторов сопровождают большие взрывные давления.
При кумулятивной  перфораторации ПКС-80 в обсадной колонне 146мм они достигают 200МПа,
при кумулятивной перфораторации ПК-103(105) - 80МПа.
При этом лишь небольшая часть энергии взрыва совершает полезную работу, направленную на создание каналов, сообщающих продуктивный пласт с полостью колонны. Остальная часть энергии ухудшает гидродинамическое совершенство вскрытия продуктивного пласта.

Она вызывает импульсную деформацию обсадной колонны и, как следствие, разрушение заколонного цементного камня , что способствует прорыву пластовых вод из ниже-лежащих неперфорированных пластов - коллекторов. Кроме того, при применении этого метода не контролируются размеры образовавшихся отверстий.
При применении кумулятивной перфорации   необходимо получение   специальных разрешительных документов на хранение, доставку и применение взрывчатых материалов а также проводить специальную подготовку персонала.
Известные недостатки кумулятивной перфорации обусловили развитие безвзрывных методов вторичного вскрытия продуктивных пластов.
Сверлящим  способом вторичного вскрытия пласта является способ с применением сверлящего перфоратора ПС-112, не оказывающего импульсно- ударного воздействия на обсадную колонну и цементного камня за колонной. Анализ промысловых испытаний применения сверлящего перфоратора ПС-112 при вторичном вскрытии продуктивных пластов показал, что эффективность от использования  данного перфоратора зачительно ниже ожидаемого результата вследствии малого проникновения в пласт.
В ряде случаев возникла необходимость проведения повторного вскрытия пласта.