По разным источникам в мировой и отечественной практике в настоящее время до 90 – 98% [2] вскрытий пластов производится кумулятивной перфорацией. При взрыве зарядов кумулятивные струи пробивают стенку обсадной трубы и проникают в призабойную зону пласта, образуя десятки каналов, глубина которых достигает от 150 до 1350 мм с начальным диаметром от 23 до 7 мм (чем больше начальный диаметр канала, тем меньше его глубина) [3].
Надо полагать, что столь широкое распространение кумулятивная перфорация получила благодаря простоте применения достаточно малому времени на проведение операции и относительно небольшой стоимости работ и расходного материала.
Однако при этом у кумулятивной перфорации имеется и ряд очень серьезных недостатков. При взрыве происходит деформация обсадной колонны и повреждается цементный камень, вследствие чего возникают заколонные перетоки. Кроме того, при репрессии на пласт, достигающей несколько десятков мегапаскалей в момент срабатывания перфоратора [4], в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из уплотненной пристенной кольматационной (толщиной до 1,5 – 5 мм) и инфильтрационной (радиусом до 300 – 1000 мм) зон особенно в терригенных песчаниках. Фильтрация через боковые поверхности каналов после взрыва отсутствует даже при создании депрессии до 12 МПа [5].
В этой ситуации для улучшения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта после кумулятивной перфорации приходится проводить дополнительные, зачастую весьма продолжительные, трудоемкие и затратные, мероприятия.
Одной из технологий удаления из коллектора кольматирующих минералов для восстановления его проницаемости является применение химических, физических и физико-химических методов, таких как кислотные обработки, термические воздействия, реагентная разглинизация и др. [4] стоимостью от 0,3 млн рублей на скважину. Широко применяется в пластах соответствующей мощности хоть и дорогостоящая (от 3 до 10 млн рублей на скважину) [6], технология гидроразрыва пласта.
Но не всегда эти методы повышения дебита позволяют достичь потенциальных возможностей скважины и долговременного положительного эффекта [4]. Актуальными остаются проблемы снижения нефтеотдачи и повышения процента содержания воды в нефти до уровня нерентабельности через достаточно короткое время эксплуатации. Это приводит к длительной остановке скважины для проведения дорогостоящего капитального ремонта с повторным применением мероприятий по восстановлению первоначальной продуктивности пласта или, в худшем случае, – к ликвидации скважины.
Стремление к дальнейшему повышению нефтеотдачи и продлению срока службы скважин привело к появлению альтернативных перфораторов, позволяющих в щадящем режиме и без негативных последствий для естественной проницаемости призабойной зоны пласта производить вторичное вскрытие механическим способом. К таким устройствам относятся щелевые [7, 8] и сверлящие [9, 10] перфораторы.
Однако потребители пока мало склонны к их широкому применению, мотивируя отказ большей стоимостью механических методов по сравнению с непосредственно кумулятивной перфорацией. Почему-то не учитывается при этом, что после проведения вторичного вскрытия механическим способом нет необходимости в дополнительных затратах на восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта химическими, физическими, физико-химическими методами или гидроразрывом пласта.
Рассмотрим подробнее известное на сегодняшний день оборудование для механической перфорации.
При всех положительных качествах (создаваемая площадь фильтрации составляет от 8000 до 15000 см2) недостатком одних щелевых перфораторов [7] являются небольшая (до 20 мм) глубина выхода накатного диска за эксплуатационную колонну и применение для увеличения глубины вскрытия наземного оборудования, подающего в зону перфорации специальную жидкость под давлением. В других случаях [8], хотя глубина протяженной щели, образуемой без подачи специальной жидкости, достаточно большая (до 0,5 м), серьезным недостатком обоих типов щелевых перфораторов является их прихватоопасность в случае аварийной остановки.
Первыми из сверлящих достаточно широкое распространение получили перфораторы ПС-112 и ПС-112/70 [9]. Однако выход сверла составляет всего 70 мм, чего явно недостаточно для преодоления зоны кольматации.
Сверлящие перфораторы с гибким валом [10] при декларации о просверливании канала глубиной 2 м вряд ли способны выдерживать направление, перпендикулярное оси скважины, поскольку гибкий вал способен изогнуться в любую сторону, продвигаясь вслед за режущим инструментом по пути наименьшего сопротивления. Кроме того, в зону сверления перфоратора с гибким валом, также как и в случае [7], надо подавать под давлением промывочную жидкость наземным насосным агрегатом.
ОАО «Омское специальное конструкторское бюро приборов» провело разработку и промысловые испытания в ОАО «Татнефть» электробура для зарезки бокового канала в продуктивном нефтяном (газовом) пласте [11] методом сверления. В электробуре используется принципиально другой способ, позволяющий формировать глубокий канал диаметром 20 мм протяженностью до 1 м.
Перед спуском кассетник электробура заряжается буровыми трубками. Затем производятся подача электробура на трехжильном геофизическом кабеле к точке перфорации и его фиксация в скважине с помощью верхних зубчатых упоров и нижних цилиндрических фиксаторов. После надежной фиксации начинается сверление обсадной колонны с помощью бура, представляющего собой полую трубку с закрепленной в ней твердосплавной пластиной, заточенной определенным образом. Дальнейшее сверление призабойного пространства обеспечивается путем наращивания длины буровой колонки полыми буровыми трубками, выходящими из кассетника (рис. 1).
Рис. 1. Устройство электробура
Время сверления канала не превышает 45 минут. За счет жесткой фиксации бура и буровых трубок в момент их навинчивания на буровую колонку в кондукторе обеспечивается высокая точность сверления. Максимальное отклонение канала от направления, перпендикулярного обсадной колонне, не превышает 2 – 3 см. Процесс сверления отображается и контролируется на экране ПЭВМ (рис. 2).
Рис. 2. Отображение процесса сверления на экране ПЭВМ
Сформированная буровая колонка остается внутри просверленного бокового канала. Жидкость из пласта, содержащая нефть, поступает через зазоры между стенками канала и более узкими буровыми трубками, а также через внутреннюю полость в буре и буровой колонке. За один спуск обеспечивается просверливание одного канала. В случае необходимости просверливания большего количества каналов кассета в электробуре перезаряжается, и после спуска производятся новые сверления.
Электробур прост, надежен и не прихватоопасен в эксплуатации. В случае аварийной остановки в процессе сверления усилие срыва прибора при подъеме за счет специальных прорезей в буровых трубках и легко ломающихся предохранительных пластин в зубчатых упорах не превышает 500 кг. Прорези в буровых трубках расположены так, что их слом при подъеме электробура всегда происходит заподлицо с внутренней стенкой обсадной колонны.
Более подробные технические характеристики электробура приведены на сайте www.oskbp.ru.
Можно выделить следующие преимущества применения предлагаемого электробура [12]:
- Глубокая сверлящая перфорация незаменима при перфорировании продуктивных пластов небольшой толщины (до 15 м) и при близком расположении водоносных и продуктивных горизонтов (от 1,5 – 3 до 15 – 20 м) или при эксплуатации переслаивающихся водонефтяных пластов. В подобных случаях срок безводной эксплуатации скважин увеличивается в 3 – 5 раз и многократно возрастает длительность межремонтного периода работы скважины.
- При пластовых давлениях, не превышающих гидростатическое, вызов притока осуществляется при депрессиях на 50 – 70% меньших, чем после кумулятивной перфорации.
- Не подвергается деформации обсадная колонна.
- Сохраняется изолирующая способность цементного кольца, не испытывающего разрушающего воздействия, характерного для кумулятивной (взрывной) перфорации.
- Многократно возрастает длительность межремонтного периода работы скважины.
Без проведения дополнительных мероприятий по интенсификации притока из пласта был в короткое время вызван приток, и скважина введена в эксплуатацию с дебитом по жидкости 13 м3 в сутки с содержанием воды всего 2%. Проведенные через два месяца гидродинамические исследования скважины показали, что коэффициент продуктивности пласта составил 0,99, а скин-эффект – 0,02. При этом добывные показатели шести соседних скважин на Уратьминском месторождении, вскрытых кумулятивной перфорацией, оказались значительно ниже (дебит по жидкости – от 1 до 5 м3 в сутки при обводненности от 10 до 50%), чем скважины, вскрытой методом сверления.
Через 9 лет, в 2011 г., дебит скважины сохранился на прежнем уровне, а процент обводненности вырос незначительно.
В конце 2010 г. на скважине Ромашкинского месторождения Восточно-Лениногорской площади в терригенных отложениях пашийского горизонта толщиной 2 м было произведено вторичное вскрытие продуктивного пласта уже промышленным образцом электробура. Пробурен один канал диаметром 20 мм глубиной 0,5 м. Пористость пласта – 21,3%, нефтенасыщенность – 65,5%, глинистость – 0,6%, фазовая проницаемость по нефти – 189,9 мД.
Скважина была введена в эксплуатацию с дебитом по жидкости 25 м3 в сутки и содержанием воды 25%. На дату вторичного вскрытия пласта электробуром окружающих скважин, работающих на этот же пласт, нет. Скважины при дебитах 0,1 – 0,6 м3 в сутки и обводненности 99% были ликвидированы.
Дополнительно можно сказать, что фильтрационная площадь одного канала, просверленного омским электробуром, составляющая 500 см2, в десятки раз больше по сравнению с суммарной площадью, полученной методом кумулятивной перфорации. По словам научного сотрудника «ТатНИПИнефть» к.т.н. Рылова Н.И., максимальную нефтеотдачу при вторичном вскрытии продуктивного пласта методом сверления можно получить только с учетом понимания физики пласта. То есть показатель фазовой проницаемости по нефти неодинаков по толщине пласта, и необходимо выбирать точки сверления там, где этот показатель максимальный. Если один канал диаметром 20 мм и глубиной 0,5 м способен отдавать 25 м3 нефтяной жидкости в сутки, можно предположить, что даже в достаточно мощных пластах для полной нефтеотдачи достаточно производить вскрытие с плотностью один просверленный канал на 4 – 6 м без проведения гидроразрыва пласта.
Экономическая обоснованность использования при вторичном вскрытии продуктивных пластов предлагаемого электробура заключается в том, что время, затраченное на одну скважину, и стоимость сервисных услуг, составляющая от 500 000 до 250 000 рублей (уменьшается в зависимости от количества скважин и числа каналов в скважине в течение одного месяца), меньше (иногда существенно) совокупных времени и стоимости, суммарно затраченных на кумулятивную перфорацию и дополнительные мероприятия по обеспечению максимального притока. В случае приобретения оборудования затраты нефтегазодобывающих управлений полностью окупятся после проведения работ на 20 – 25 скважинах, т. е. в течение буквально 1 – 1,5 лет.
Мы уверены, что постепенно механические методы вторичного вскрытия продуктивного пласта, в том числе сверлящая перфорация, со временем и по мере дальнейшего усовершенствования оборудования вытеснят малоэффективную кумулятивную перфорацию.
