МЕТОДЫ  ВТОРИЧНОГО  ВСКРЫТИЯ  ПЛАСТА

 

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

 

Негативные воздействия на продуктивный пласт происходят уже в стадии строительства скважины.  При первичном вскрытии пласта —  бурением, при креплении ствола скважины – цементаже, и при вторичном вскрытии пласта – кумулятивной  перфорацией.

 

Следствием негативного воздействия на пласт является образование зоны кольматации и зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Известно, что в результате кольматации пласта – коллектора, продуктивность скважин снижается в несколько раз, а в ряде случаев их эксплуатация становится экономически невыгодна. В результате ухудшения гидродинамических характеристик пласта, скважина вводится в эксплуатацию с дебитами, ниже планируемых и для достижения проектной добычи нефти, приходится бурить значительное число дополнительных скважин.

 

 

В настоящее время более 95% всех объемов вторичного вскрытия пласта обеспечивается кумулятивными перфораторами, значительно реже — гидропескоструйными, щелевыми, сверлящими, а также бесперфораторным способом. Работу кумулятивных перфораторов сопровождают большое взрывное давлении и высокая температура. При этом лишь небольшая часть энергии взрыва совершает полезную работу. 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 нижележащих неперфорированных пластов, а высокая температура оплавляет стенки полученного канала в породе до состояния стекловидной корки, что образует зону кольматации теперь уже вокруг перфорационных каналов,значительно снижает фильтрационные характеристики создаваемых каналов.

Не всегда глубина канала превышает зону кольматации и зону проникновения фильтрата, где радиус зоны проникновения фильтрата больше радиуса зоны кольматации в 2-2,5 раза.

Таким образом реальное состояние пористой среды в призабойной зоне может иметь очень сложную картину. Соответственно столь сложной будет и картина притока флюида в скважину.

 

ООО «ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА» предлагает решение проблемы гидродинамической связи системы «пласт – скважина» путем бурения протяженных фильтрационных каналов в продуктивном пласте диаметром 22 мм, глубиной до 1500 мм в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм при помощи устройства для бурения протяженных фильтрационных каналов УБФК 22х1250.

 

Устройство спускается в скважину на геофизическом кабеле, специальным устройством фиксируется в колонне по оси. При помощи фрезы, и набора буровых втулок а так же собственного мини бурового насоса производится бурение эксплуатационной колонны, затем  цементного камня и породы. Создаётся канал диаметром 22 мм и длиной 1500 мм. Так как наружный диаметр буровых втулок 14 мм.,  то остаётся свободное пространство между буровыми втулками и стенкой канала по 4 мм.на сторону. После бурения колонна буровых втулок вместе с фрезой, остаётся в пласте, а устройство поднимается на устье.

Таким образом производится бурение следующих каналов в данной скважине.

 

Данная технология  вторичного вскрытия продуктивного пласта позволяет:

  1. Произвести вскрытие продуктивного пласта так называемым «щадящим» методом, то есть без разрушения целостности цементного камня в заколонном пространстве.
  2. Приобщить в работу зонупласта свободную от загрязнений.
  3. Сохранить изолирующие свойства цементного камня , исключающие межпластовые перетоки.
  4. Вскрывать пласты мощностью от 0,5м и более.
  5. Вскрывать пласты с ВНК
  6. Использовать нефть или жидкости на нефтяной основе как промывочную жидкость при бурении пласта, исключаяэтим возможность кольматации канала, что уменьшает время выхода скважины на режим.
  7. Контролировать прямым и косвенным (графическим) методами длину пробуренного канала.                                                               
  8. Создавать канал строго под 90 градусов относительно оси скважины за счёт жёсткого соединения буровых втулок.
  9. Создавать канал с площадью фильтрации до 1040 см2.
  10. Вскрывать пласты без последующей обработки призабойной зоны.
  11. Устанавливать каналы связи между пластом и обсадной колонной, как  в новых скважинах, вышедших из бурения,  так и в старых, находящихся в эксплуатации в интервалах ранее как перфорированных, так и не перфорированных.
  12. Производить вскрытие многоколонной конструкции, т.е. через эксплуатационную и техническую колонны.
  13. Отказаться от использования ГРП.
  14. Значительно уменьшить затраты на капитальный ремонт скважины.

 

За счёт создания протяжённых фильтрационных каналов предоставляется возможным включить в работу ранее не задействованные участки пласта, получить положительную динамику по гидропроводности, пьезопроводности и скин-фактору, что ведёт к увеличению пластового давления, дебета скважины, коэффициента продуктивности, и уменьшению обводнённости.