Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Обзор современных методов вторичного вскрытия продуктивных коллекторов 10
1.1 Кумулятивные перфораторы 13
1.1.1 Кумулятивные перфораторы компании «Schlumberger» 14
1.1.2 Технология вторичного вскрытия компании «Паритет» 17
1.2 Щадящие технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта 19
1.2.1 Щелевая гидропескоструйная и гидромеханическая перфорация 19
1.2.2 Сверлящая перфорация 23
1.2.3 Перфорационные системы компании «PetroJet» 24
1.3 Технологии кислотного воздействия на пласт 27
1.3.1 Кислотно-струйное воздействие на пласт по технологии гидравлического освоения необсаженных стволов 27
1.3.2 Заканчивания скважин по технологии кислотно-мониторной обработки «Fishbones» 29
1.4 Технологии радиального бурения 31
1.4.1 Технология «RadTech» радиального бурения каналов большой протяженности 31
1.4.2 Техника и технология перфобурения 34
1.5 Выводы по главе 1 42
Глава 2 Методика проведения стендовых и скважинных испытаний перфобура 44
2.1 Планирование испытаний модернизированной конструкции перфобура на стенде 44
2.2 Стендовые испытания модернизированного перфобура 53
2.2.1 Описание стенда и контрольно измерительных приборов 53
2.2.2 Модернизация стенда для проведения дальнейших испытаний перфобура 59
2.2.3 Стендовые испытания перфобура с гибкими соединениями 60
2.2.4 Стендовые испытания фрезерующих способностей перфобура 64
2.3 Требования к подбору эксплуатационной скважины для проведения промыслового испытания перфобура 66
2.4 Выводы по главе 2 72
Глава 3 Аналитические иследования по повышению работоспособности базовых узлов технической системы «перфобур» по результатам промысловых испытаний 73
3.2 Анализ напряженно-деформированного состояния компоновки перфобура без центраторов 74
3.1.2 Исследование напряженно-деформированного состояния КНБК перфобура с центратором в наклонном перфорационном канале 82
3.2.2 Исследования работы КНБК перфобура с двумя центраторами при стабилизации траектории канала 90
3.2 Влияние конструкции шпиндельной секции в составе технической системы перфобура на надежность и эффективность строительства перфорационного канала 94
3.2.1 Расчет нагрузок в радиальных опорах шпиндельной секции КНБК перфобура при бурении двухсекционным двигателем типа Д2-43 95
3.2.2 Расчет напряженно-деформированного состояния вала шпинделя методом конечных элементов в программе ANSYS 99
3.2.3 Расчет нагрузок в радиальных опорах шпиндельной секции КНБК перфобура при бурении двухсекционным двигателем типа Д2-43 103
3.3 Выводы по главе 3 106
Глава 4 Выбор допустимых радиусов кривизны перфорационных каналов 108
4.1 Расчеты радиусов кривизны при бурении перфорационных каналов 109
4.2 Обоснование траектории КНБК сверхмалого диаметра и определение минимального возможного радиуса кривизны 113
4.3 Выбор радиуса кривизны при различных КНБК перфобура 121
4.4 Расчет потерь осевых нагрузок при бурении перфорационного канала модернизированной технической системой «Перфобур» 125
4.5 Расчет действия моментов сопротивления на силовую секцию малогабаритных ВЗД при бурении перфорационного канала 129
4.6 Выводы по главе 4 135
Глава 5 Разработка базовых узлов перфобура повышеной работоспособности 137
5.1 Новая конструкция корпуса и якоря перфобура по результатам скважинных испытаний 138
5.1.1 Новый корпус перфобура 138
5.1.2 Разработка конструкции якоря перфобура с использованием ориентирующей воронки 143
5.2 Усовершенствование базовых узлов перфобура 147
5.3 Выводы по главе 5 150
Глава 6 Экономическое обоснование эффективности проведения глубокой перфорации бурением разветвленных скважин малого диаметра 151
6.1 Экономическое обоснование эффективности проведения глубокой
перфорации с применением перфобура 152
6.2 Выводы по главе 6 158
Заключение 159
Список литературы 162
- Щелевая гидропескоструйная и гидромеханическая перфорация
- Модернизация стенда для проведения дальнейших испытаний перфобура
- Исследование напряженно-деформированного состояния КНБК перфобура с центратором в наклонном перфорационном канале
- Выбор радиуса кривизны при различных КНБК перфобура
Введение к работе
Актуальность работы:
В цикле строительства, реконструкции и капитального ремонта процесс вторичного вскрытия продуктивной зоны (П3), исследуемого и осваиваемого объекта остается одним из основных и сложных этапов заканчивания скважин. Анализ состояния проблемы показал, что применение современных кумулятивных перфорационных систем нарушает целостность цементного камня и не всегда позволяет преодолеть образовавшиеся при первичном вскрытии ПЗ загрязнения, достигающее нескольких метров, тем самым ухудшая гидравлическую связь скважины с продуктивным коллектором.
Бурение боковых стволов (БС) по традиционным технологиям, позволяющее выйти из закольматированной зоны, является экономически затратным и имеет специальную область применения, так как формирует каналы относительно большого диаметра и радиуса кривизны, а технологии, использующие высоконапорные струи жидкости с абразивными материалами – технологически ограниченными, поскольку являются не управляемыми по траектории и сами загрязняют продуктивный пласт различными фильтратами и твердой фазой.
Ряд ведущих российских и зарубежных компаний в последние годы занимаются разработкой технологий радиального бурения, позволяющие вскрывать пласт сетью каналов малого диаметра большой протяженностью и устанавливать качественную гидравлическую связь пласта со скважиной без ущерба для проницаемости пласта.
В этой связи дальнейшие исследования направленные на повышения эффективности вторичного вскрытия пластов методами «щадящей» перфорации является весьма актуальной задачей.
Целью диссертационной работы является повышение качества гидродинамической связи продуктивного пласта с пробуренной скважиной на завершающем этапе её строительства и при капитальном ремонте.
Идея работы:
Применение новой конструкции перфобура для бурения сверхдлинных скважин малого диаметра и радиуса кривизны по заданной траектории.
Основные задачи исследований:
-
Исследовать упруго-напряженное состояния компоновок технической системы «Перфобур» при забуривании и в процессе бурения длинных скважин (каналов) сверхмалого диаметра различных траекторий на основании анализа результатов стендовых и скважинных испытаний.
-
Установить закономерности изменения изгибающих моментов, действующих в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК) перфобура различной комплектации в каналах с детерминированными радиусами кривизны, зенитными углами и геометрическими параметрами клина отклонителя.
-
Провести экспериментальные исследования по определению минимально возможного радиуса кривизны перфорационного канала, а так же изучить фрезерующие способности перфобура.
-
Разработать на основании конечно-элементного анализа напряженно-деформированного состояния КНБК перфобура, конструктивные решения по повышению работоспособности базовых узлов перфобура, при его работе на различных этапах бурения сильно искривленных скважин сверхмалого диаметра.
Методы исследования:
Поставленные задачи решались с применением многочисленных стендовых исследований натурных образцов базовых узлов технической системы «Перфобур», анализа промысловых испытаний, а аналитические решения выполнены с применением известных и апробированных алгоритмов и методик исследований поперечно-продольной деформации бурильных компоновок, характеризуемых системами уравнений кинетостатики гибких балок в классической постановке задач.
Научная новизна заключается в установление качественных и количественных закономерностей изменения изгибающих моментов, действующих в КНБК перфобура различной
конфигурации и комплектации в зависимости от места установки и диаметра центраторов как при забуривании, так и в процессе бурения разветвленных скважин (перфорационных каналов) сверхмалого диаметра и радиуса кривизны с различными зенитными углами, а так же в определении допустимых соотношений диаметров долот, центрирующих элементов и места их размещения в КНБК перфобура.
Основные защищаемые положения:
-
Разработанные математические модели упруго -напряженного состояния компоновок технической системы «Перфобур» при забуривании и в процессе бурения длинных каналов малого диаметра различного профиля позволяют рассчитать габариты и места установки центраторов, а также показатели функционального назначения специальных винтовых забойных двигателей (ВЗД).
-
Применение новой конструкции перфобура позволяет выполнять бурение перфорационных каналов с радиусами кривизны от 3,5 до 12 метров, контролируя их длину до 14 метров и траектории по зенитному и азимутальному углу, дискретно изменяя конструкцию компоновки системы, в условиях буровой.
Практическая ценность работы:
-
Создана работоспособная техническая система «Перфобур», испытанная в различной комплектации на специальном стенде.
-
Разработана новая конструкция шпинделя - отклонителя перфобура с шарнирным соединением шарового типа и аналитически обоснована ее работоспособность при восприятии изгибающих моментов, действующих в КНБК на всех этапах строительстве перфорационного канала.
-
Проведены промысловые испытания опытных компоновок при капитальном ремонте скважин №952 ОАО «АНК Башнефть» Чермасанского месторождения и №506Н ОНГКМ ООО «Газпром добыча Оренбург».
-
Исследовано с применением конечно-элементного анализа напряженно-деформированное состояние малогабаритной компоновки перфобура при бурении каналов различной траектории,
в результате которого идентифицированы наиболее нагруженные зоны базовых узлов и деталей компоновки, напряжения и деформации в которых достигают предельной величины.
Апробация работы:
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на всероссийских и международных научно-технических и научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых проводимых в УГНТУ (г. Уфа, 2007, 2008, 2009 и 2010 г.г.); Международной научно-технической конференции «OIL & GAS Horizons» и «Нефть и газ -2010» проводимых в РГУНГ имени И.М. Губкина (г. Москва 2010г); Международный форум конкурс молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург 2011, 2013 г.г.); 52-ой Международной конференции в AGH «Научно-технический университет им. Станислава Сташица» (г. Краков, Польша 2011г.); IV Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело» (ПНИПУ, г. Пермь 2011 г.); 9-ом международном научно-практическом нефтегазовом форуме в КазНТУ (г. Алма-Аты, Казахстан 2012 г.); Конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике «SPE AEE-2013» (г. Москва 2013г.); Международной конференции «Mine Planning and Equipment Selection» (г. Дрезден, Германия, 2013 г.).
В 2012г. работа, представлялась на втором Национальном конкурсе инновационных проектов (Промышленный сектор, топливный комплекс), где отмечена диплом абсолютного победителя рейтинга "100 молодых инновационных лидеров России".
Публикации:
Основное содержание диссертации опубликовано в 13 работах, в том числе 3 публикации в ведущих научных рецензируемых журналах, включенных в перечень ВАК РФ, 2 статьи в зарубежных изданиях, одна из которых входит в международную базу цитирования Scopus.
Структура и объем работы:
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы из 125 наименования,
211 страниц машинописного текста, включающего 94 рисунка, 17 таблиц и 6 приложений.
Щелевая гидропескоструйная и гидромеханическая перфорация
Проведение щадящей перфорации в отличие от кумулятивной, характеризуется приложением энергии только к участку формирования канала и длительностью процесса во времени, что и обеспечивает минимальное негативное воздействие на цементный камень и породу.
В случае перфорации пластов с близким расположением газа - и водонефтяного контактов, когда предъявляются повышенные требования к качеству крепи цементного камня; при перфорации скважин с неустойчивым коллектором; глубоких высокотемпературных скважин; высокодебитных газовых скважин, требующих для обеспечения «гидравлической прозрачности» в зоне фильтра плотностей перфорации до 400 отв./пог. м, производства специальных отверстий с большим размером поперечного сечения - щадящая перфорация является наиболее эффективной, а зачастую и единственной возможной.
Щелевая гидропескоструйная и гидромеханическая перфорация
К настоящему времени разработан ряд способов щадящей перфорации, в компании ОАО «НПО «Бурение» считают, что наиболее рациональными и перспективными являются щелевая гидропескоструйная перфорация (см. рисунок 1.8), гидромеханическая, использующая накатные ролики или ножи-пробойники для формирования перфорационных отверстий, а также зондовая перфорация [89]. Суть метода щелевой гидропескоструйной перфорации заключается в создании щели посредствам возвратно поступательного перемещения работающего гидропескоструйного щелевого перфоратора в обсадной колонне. На качество формирования струи и глубину ее проникновения в пласт влияют форма и диаметр внутренней полости перфоратора, расстояние от насадки до преграды, взаимное расположение и перепад давления на насадках, диаметр, тип и концентрация абразива, вид рабочей жидкости, скорость движения перфоратора в колонне.
Гидропескоструйный перфоратор типа АП6М100 Глубина проникновения струи (жидкостной, кумулятивной) в пласт зависит не только от прочностных свойств крепи скважины и породы пласта, но и от гидростатического давления в скважине. Многочисленными опытами, проведенными в ОАО «НПО «Бурение» установлен факт значительного уменьшения глубины проникновения струи в пласт с ростом гидростатического давления. Решить эту задачу можно, увеличив гидравлическую мощность, передаваемую рабочей жидкостью на забой. В компании эту задачу решают следующими путями [116].
Первое, это увеличение диаметра и перепада давления на насадке. Например: при диаметре насадки 4,5 мм – глубина канала – 11 см, расход жидкости – 3,5 л/сек. Второе, это применение азотосодержащей жидкости, что приводит к увеличению скорости струи за счет уменьшения плотности жидкости. Также происходит развитие кавитационных процессов, и улучшаются условия очистки перфорационного канала, и промывки скважины в целом. Применение газа позволяет увеличить глубину канала в 3 раза [116]. Третий и наиболее эффективный способ заключается в использовании сверхвысоких давлений рабочей жидкости. Например: при создании перфорационного канала в граните механическая скорость составила 30 м/час, перепаде давления в насадке составил 200 МПа, при расходе безабразивной жидкости 0,4 л/сек. Полученный канал имел диаметр 42 мм [79,80].
К недостаткам щелевых гидропескоструйных перфораторов, следует отнести малую глубину каналов, не позволяющую выйти из зоны кольматации, а, следовательно, не позволяет установить достаточно совершенную гидродинамическую связь пласта со скважиной. Для решения проблем возникаемых при использовании щадящих методов в середине 80-х годов Сибирским отделением АН СССР и ВНИИнефть был исследован метод зондовой перфорации. Способ зондовой перфорации основан на внедрении в пласт металлической трубки-зонда на глубину 1,5 и более метров. Первоначально в обсадной колонне вырезается окно, затем в открытый участок подается трубка-зонд, имеющая на конце гидромониторную насадку.
Разрушение породы происходит струей жидкости без абразива под давлением 250 МПа. В случае поддержании оптимального расстояния между насадкой и породой процесс разрушения породы пласта максимально эффективен, однако отсутствие телеметрии может сделать процесс перфорации не управляемым.
Испытания на стенде в ОАО «НПО «Бурение» показали, что при давлении 150 МПа трубка-зонд за несколько секунд размыла канал глубиной 0,4 м в цементном камне с металлической обечайкой.
Модернизация стенда для проведения дальнейших испытаний перфобура
Эксплуатация, транспортирование и хранение виброметра допускается при следующих условиях: Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, С ; - для измерительного блока от + 5 до + 40 ; - для вибропреобразователя от - 30 до + 250 ; - относительная влажность воздуха при температуре воздуха 30 0С, % от 40 до 80; - атмосферное давление, мм. рт. ст. от 630 до 800. Диапазон измерений: 2; - амплитуды виброускорения 0,1…100 м/с - средних квадратических значений (СКЗ) виброскорости 1,0…70 мм/с ; - размахов виброперемещений 5…700 мкм. Рабочий частотный диапазон: - при измерении виброускорений 10…1000 Гц ; - при измерении виброскорости 10…1000 Гц; - при измерении виброперемещений 10…300 Гц. Пределы допускаемой основной, относительной погрешности измерения на базовой частоте 45 Гц не более: - по виброускорению: в диапазоне 3…100 м/с ±5 %; в диапазоне 0,1…3 м/с ±10 %. - по виброскорости: в диапазоне 2…70 мм/с; ±5 %; в диапазоне 1…2 мм/с; ±10 %. - по виброперемещению: в диапазоне 10…700 мкм; ±5 %; в диапазоне 5…10 мкм ±10 %. Неравномерность амплитудно-частотной характеристики не более: по виброускорению и виброскорости на частотах 10 Гц и 1000 Гц; -30%; по виброперемещению на частоте 10 Гц; -30%.
Относительный коэффициент поперечного преобразования вибропреобразователя на базовой частоте 45 Гц не более. Для измерения осевой нагрузки в ходе стендовых испытаний использовался гидравлический динамометр - месдоза, а для замеров величины давления манометр (см. рисунок 2.7).
Действие гидравлического динамометра основано на измерении давления жидкости создаваемого передаваемой через поршень осевой силой в ограниченном цилиндре. Под давлением жидкость поступает по трубке в манометр и отображается на шкале прибора. Рисунок 2.7 - Гидравлический динамометр-месдоза и манометр На скважинных испытаниях величина осевой нагрузки отображается на цифровом индикаторе веса (см. рисунок 2.8) с ценой деления 100 кгс. 59 Рисунок 2.8 - Индикатор веса цифровой на буровой установке 2.2.2 Модернизация стенда для проведения дальнейших испытаний перфобура Модернизации стенда включала следующие технические операции: 1. Выполнены разборка, ревизия и доработка узлов насосной станции (см. рисунок 2.9): - изготовление сменной заглушки на байпасную линию; - изготовление нового нагнетательного коллектора и установка на него гасителя колебаний давления с манометром и сливным краном для регулировки расхода и давления промывочной жидкости в циркуляционной системе перфобура; Рисунок 2.9 - Доработка узлов насосной станции 1.3 ПТ-50Д2 - очистка и смазка клапанно-поршневой группы 3-плунжерного насоса 1.3 ПТ-50Д2. После модернизации в процессе стендовых исследований были опробованы несколько видов промывочной жидкости. Но, исходя из требований по экологии, экономичности, влияния на условия эксплуатации ВЗД и улучшения параметров бурения породы, лучше всего подошла промывочная жидкость на водной основе плотностью 1020 кг/м3 с добавками ПАВ ОП-10 и смазки для буровых растворов МТМ-1М с объемной концентрацией 0,3% каждая. При этом существенно снизилось трение и нагрев винтовых парах ВЗД, механическая скорость бурения увеличилась с 6…7 до 10…12 м/ч. Следует отметить, что разработка технологических жидкостей является отдельной задачей и не входила в цели данной диссертационной работы.
Определены потери давления в системе: трубный толкатель – поворотный узел – направляющий гидрофиксатор – гидронагружатель – гибкие трубы – промывочный переводник при расходе промывочной жидкости 2,5 л/с. Они составили 2,5 МПа, что позволило рассчитать ожидаемое давление на насосной станции при бурении в скважине перфорационного канала на глубине 2000 м (подробный расчет гидравлических потерь приведен в приложении А к настоящий работе):
Исследование напряженно-деформированного состояния КНБК перфобура с центратором в наклонном перфорационном канале
Решая выражения 3.9 и 3.15 построим график изменения изгибающего момента по длине КНБК перфобура представленный на рисунке 3.3. Полученная форма графика при правильно выбранных условиях однозначности существенно отличается от тех зависимостей (форм) которые были получены ранее и приведены в работах [59,96,97,98].
Как видно из рисунка 3.3 изгибающий момент принимает максимальную величину в месте шаровых соединений вала шпинделя с ротором силовой винтовой секции, значение которой соизмеримо с крутящим моментом двигателя Д-43. Проанализировав полученный результат можно сделать вывод, что компоновка перфобура без центратора испытывает значительные изгибные напряжения, которые в сочетании с вращением вала могут с большой вероятностью приводить к усталостным поломкам, что не учитывалось ранее. В связи с этим приступаем к расчету компоновки с центратором и к выбору оптимального места его установки. Следует отметить, что из-за конструктивной особенности технической системы «Перфобур» установить центратор в любом месте КНБК невозможно.
Одной из актуальных задач наклонно направленного бурения является применение «неориентируемых» компоновок, позволяющих осуществлять проходку скважин по заданному профилю без дополнительного ориентирования бурильной колонны. Многочисленные исследования и многолетний промысловый опыт подтверждают возможность прогнозировать изменение угла искривления наклонных скважин при помощи центраторов определенного диаметра, установленных в регламентированных местах бурильной колонны [42, 84]. Тем не менее, установка центратора в соответствии с рекомендациями не всегда приводит к стабилизации зенитного угла скважины, и инженеры-технологи вынуждены подбирать компоновку, отвечающую условиям конкретного месторождения. Нередко компоновка, предназначенная на одном месторождении для набора угла, на другом - не может даже стабилизировать его [42, 84]. Анализ исследований и результатов промысловых работ по стабилизации, набору или снижению угла искривления ствола скважины, позволил создать алгоритм расчета места установки центратора при наклонном бурении забойными двигателями со следующими допущениями.
1. Забойная компоновка рассматриваемой технической системы, включающая КНБК перфобура с центратором и утяжеленные трубы, представляется как одно упругое тело, но с участками различной жесткости.
2. Положение в канале технической системы: «долото - шпиндель с центратором, винтовая силовая секция (ВЗД) - гибкие трубы», определяется в зависимости от угла искривления, диаметра канала, типа ВЗД и гибких труб, диаметра и места установки центратора, и нагрузки на долото.
3. Для более точного представления о наборе, стабилизации или снижения угла искривления, возможности управления азимутом, кроме обычно рассматриваемой составляющей реакции забоя, перпендикулярной к оси канала, исследуется взаимодействие центратора и ВЗД со стенками канала, а также угол наклона компоновки перфобура.
Анализ значений величины прогиба КНБК перфобура с центратором по верхнему переводнику и сопоставление их закономерностей с известными данными традиционных КНБК [42,84], позволяет выбирать наиболее рациональные схемы расчета (эти величины в таблице – выделены), то есть для синтеза рациональной КНБК в задаче можно ограничиться рассмотрением только двух вариантов: r f или r f. Положительное или отрицательное значение параметров, говорит о контакте КНБК с нижней или с верхней стенкой перфорационного канала соответственно. Проанализировав значения прогиба, можно сказать, что в верхнем переводнике будет контакт со стенкой перфорационного канала в каждом из рассмотренных случаев.
Так как модернизированная КНБК перфобура разрабатывается для возможности её работы с использованием колтюбинговой установки (для сокращения времени на спускоподъёмные операции (СПО)), то целесообразно рассмотреть варианты ее комплектации как при «забуривании» перфорационного канала, так и на этапах непосредственного бурения самого канала при контролируемом изменении зенитных углов.
При «забуривании» канала, наибольшее значение имеет геометрия клина-отклонителя, его конструктивные особенности (т.е. невозможность применения больших углов внутреннего ложемента клина, в сочетании с соответствующей твердостью и шероховатостью его поверхности). Одной из проблем при скважинных испытаниях было фрезерование внутренней поверхности ложемента клина при забуривании канала (см. рисунок 1.24 раздел 1.4.2 1-й главы).
Выбор радиуса кривизны при различных КНБК перфобура
Для технико-экономической эффективности применения глубокой перфорации скважин по средствам бурения каналов малого диаметра и радиуса кривизны, сравним представленный в настоящей работе метод, с наиболее популярным типом вторичного вскрытия, по данным республики Башкортостан, кумулятивной перфорацией скважин.
Из-за большого многообразия геолого-технических и природно климатических условий, в которых бурятся скважины для добычи нефти и газа, существует потребность в широком ассортименте кумулятивных перфораторов.
При оценке целесообразности использования и ожидаемой эффективности от проведения перфорации учитывают следующие факторы: проходимость в скважине, степень воздействия на цементный камень и обсадную колонну, плотность перфорации, стоимость работ и др.
Эффективность прострелочных работ в конечном счете определяет пробивная способность перфоратора.
У корпусных кумулятивных перфораторов, спускаемых на кабеле в сравнении с бескорпусными аналогами, проще устройство и изготовление самих кумулятивных зарядов и лучше условия формирования кумулятивной струи средства детонирования размещены в воздушной среде и не нуждаются в дополнительной герметизации [93].
В процессе перфорации, корпус воспринимает основную долю энергии продуктов детонации, защищая обсадную колонну и цементный камень от осколков оболочек зарядов. Это является одним из преимуществ корпусных перфораторов перед бескорпусными.
В работах Н. Г. Григоряна [6] описаны исследования о замене оболочек зарядов из дорогостоящей хромоникелемолибденовой стали, на бумажнолитые (прочный алюминиевый сплав), такой комплекс мер, конечно, ведет к удешевлению перфораторов, но не позволяет применять современный технологии 152 по изготовлению зарядов путем прессования шашки взрывчатого вещества и кумулятивной облицовки для повышения стабильности и эффективности действия заряда.
Применение же более дешевых, бескорпусных перфораторов, которые являются более удобными в обращении и позволяют за одну спускоподъемную операцию прострелять больший интервал, приводит к повышенному воздействию на обсадную колонну и цементный камень, что, как правило, ведет к обводнению продукции и деформации колоны (как следствие затруднения при установке пакеров при последующей эксплуатации скважин). Хотя кумулятивная перфорация и является наиболее распространенной, негативные факторы от ее применения в целом могут ухудшить экономические показатели. Для устранения заколонных перетоков потребуются дополнительные финансовые затраты, связанные не только с водоизоляционными работами, но и с предварительным цементированием интервала перфорации, геофизические исследования и др. Поэтому в качестве вторичного вскрытия предлагаться использовать модернизированную технику и технологию «Перфобур».
Перфобур спроектирован таким образом, что бы не проводить подготовительные операции (такие как, удаление части обсадной колонны и создание цементного моста). Использование двух разных компоновок для забуривания канала и для его непосредственного бурения, позволит увеличить площадь эффективной зоны фильтрации, сделать направленный гидроразрыв пласта (ГРП), использовать технологию, как альтернативу бурения боковых стволов, совокупность положительных факторов от применения «Перфобура» повлечет к восстановлению в эксплуатации сотни простаивающих скважин.
В таблице 6.1 представлено сравнение показателей функционально назначения кумулятивного способа перфорации и перфобурения (кумулятвиный 153 перфоратор с применением зарядов «глубокого проникновения» и плотностью перфорации 20 отв./пог.м). Таблица 6.1 сравнение показателей функционального назначения способов перфорации Параметры Способы перфорации кумулятивный перфобурение Мощность продуктивного пласта, м 4 Количество перфорационных каналов, шт 80 12 Длина одного канала, м 2 14 Диаметр каналов, м 0,015 0,058 Площадь зоны фильтрации (одного канала), м2 0,094 2,55 Суточный дебит скважины, м3/сут 4 20 Депрессия на продуктивный пласт при насосной добыче, МПа 5 1,25 Коэффициент продуктивности, м3/сут МПа 0,8 16 Ожидаемый экономический эффект будет складываться из следующих основных факторов [43,98]: - увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин; - снижение обводненности углеводородной продукции; - уменьшение давления закачивания жидкости в системе поддержания пластового давления; - увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин;
Проведение ГРП не всегда приводит к положительному эффекту, зачастую происходит полное обводнение продуктивной зоны пласта скважины, вследствие нарушения целостности обсадной колонны, или закупоривание каналов пропантом. Поэтому технология может, обеспечит дорогостоящий гидроразрыв пласта.
Суммарный экономический эффект от проведения рассматриваемой в настоящей работе перфорации определяется по формуле [31,66]: 154 Э = ЭГ1 + ЭГ2 - Сд.з., (6.1) где ЭГ1, ЭГ2 – годовые экономические эффекты от применения разрабатываемого объекта на одной скважине соответственно за счет повышения ее дебита и сокращения затрат на материалы, времени на вызов притока нефти из пласта после ремонта, увеличения межремонтного периода эксплуатации, руб.;
Сд.з. – сумма годовых дополнительных затрат на одну скважину с учетом периодичности ремонта с применением глубокой перфорации, руб.
Повышение суточного дебита нефти в результате применения технологии перфобурения составит наиболее существенную долю в величине годового экономического эффекта.
Технологические операции на завершающем этапе строительства скважин, в частности промывка буровым раствором и цементирование технической или эксплуатационной колонны создает избыточное давление от 3 до 12 МПа действующее на пласт и вызывающее закупоривание коллектора фильтратами бурового и цементного растворов достигающее глубины до двух метров. Ухудшение коллекторских свойств продуктивной зоны пласта (ПЗП), приводит к снижению проницаемости породы в 6…10 раз в зоне проникновения твердой фазы, и в 1,2…1,4 раза в зоне проникновения фильтратов буровых и цементных растворов. Воздействие кумулятивной струи приводит к уплотнению породы, и снижению эффективной площади зоны фильтрации и проницаемости.
