Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

ляют соответственно геофизические и нефтепромысловые пред­ приятия.

По принципу действия применяемых аппаратов (перфорато­ ров) стреляющую перфорацию подразделяют на пулевую, куму­ лятивную и торпедную. Стреляющие перфораторы спускают в скважину либо на геофизическом кабеле и приводят в дей­ ствие посылкой с поверхности земли импульса электрического тока, либо на НКТ и приводят в действие механическим спо­ собом путем сбрасывания в НКТ резинового шара и проталки­ вания его по трубам потоком жидкости.

При пулевой перфорации каналы создают пулями, иногда с разрывом в породе. Известны пулевые перфораторы с гори­ зонтальными и вертикально-криволинейными (типа ПВН, ПВТ, ПВК) стволами. Последними создают за один спуск 1,5— 4 отв/м в интервале 3—10 м при длине каналов 200—365 мм, диаметре 20—25 мм и угле наклона к оси скважины около 60°.

Основной объем работ приходится на кумулятивную перфо­ рацию. Каналы создают направленной струей расплавленного металла (облицовки зарядов взрывчатого вещества) и газов взрыва. Различают корпусные с извлекаемым корпусом много­ кратного (типа ПК) и однократного (типа ПКО, ПКОС, ПНКТ) использования, а также бескорпусные, частично разрушающиеся (типа ПКС, ПРВ) и полностью разрушающиеся (типа КПРУ, ПР). Наибольшее применение нашли перфораторы типа ПК и ПКС. Кумулятивными перфораторами можно создать за один спуск 6—25 отв/м в интервале 0,32—50 м при длине каналов 120—365 мм в диаметре 8—14 мм.

Очень редко применяют торпедную перфорацию, при кото­ рой напротив продуктивного пласта взрывают торпеды (шашки).

Выбор перфоратора, метода и технологии перфорации зави­ сит от назначения скважины, цели перфорации, прочности, тол­ щины и типа пласта, состояния обсадной колонны, размеров ствола скважины, давления, температуры и др.

Для технолога-разработчика важно соблюдение трех основ­ ных принципов: обеспечить высокое гидродинамическое совер­ шенство скважины; сохранить прочность колонны и цементного кольца; достичь минимальных затрат средств и времени. Они выполняются подбором плотности перфорации, качества перфо­ рационной жидкости, заполняющей скважину, и технологии про­ цесса. Плотность перфорации должна приниматься из гидроди­ намических соображений не менее 10—20 отв/м. Нарушение прочности колонны и цементного кольца наступает при 3050 отв/м. Практика показывает, что с увеличением плотности перфорации коэффициент совершенства скважины возрастает, достигает максимума и дальше снижается вследствие загрязне­ ния каналов и призабойной зоны пласта в процессе взрыва при

некачественной перфорационной жидкости. Лучшие перфораци­ онные жидкости — нефть, растворы на ее основе, водонефтяные эмульсии и т. д.

Перед проведением перфорации скважины следует расчи­ стить площадку, прошаблонировать колонну, установить проти­ вовыбросовую задвижку со штурвалом на 8—10 м, проложить отводящие трубы от устья, опрессовать оборудование, подгото­ вить скважинную перфорационную жидкость и др.

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) основана на использо­ вании кинетической энергии и абразивности высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из насадок (сопел) перфоратора. При ГПП создаются каналы значительно боль­ ших размеров (длина до 0,4 м, усредненный диаметр составляет примерно половину длины), не растрескивается цементный ка­ мень, не уплотняется порода в зоне перфорации. Однако вслед­ ствие большой трудоемкости и стоимости ГПП применяют там, где стреляющая перфорация оказывается неэффективной (в раз­ ведочных скважинах) и для повышения продуктивности сква­ жин. Это составляет около 5 % создаваемых отверстий или 1500 скважин в год.

Технология ГПП включает следующие операции: а) глуше­ ние скважины закачкой жидкости (при наличии уже вскрытых пропластков); б) спуск перфоратора на НКТ (бурильных тру­ бах) с помощью подъемника на заданную глубину и привязку геофизическими методами места установки его по пласту-ре­ перу и по утолщенной муфте-реперу на НКТ с учетом дефор­ мации труб при циркуляции жидкости; в) обвязку устья и на­ земного оборудования; г) ввод в НКТ опрессовочного шара, опрессовку системы манифольдов и НКТ на 1,5-кратное рабо­ чее давление, вымыв опрессовочного шара на поверхность об­ ратной (по затрубному пространству) циркуляцией рабочей жидкости и оценку потерь давления на трение промывкой сква­ жины на режиме перфорации; д) спуск рабочего шара; е) про­ ведение собственно перфорации; ж) приподъем перфоратора и переход на вышележащий интервал (эти две последние опера­ ции многократно повторяются); з) вымыв обратной промывкой рабочего шара и обратную промывку скважинЫ от песка; и) подъем НКТ с перфоратором, демонтаж оборудования.

Обвязка поверхностного оборудования может быть с повтор­ ным использованием жидкости и песка (закольцованная схема), со сбросом песка и со сбросом песка и жидкостиПоследняя схема (рис. 5.1) — наиболее простая.

Вкачестве рабочей жидкости используют техническую воду

сПАВ, пластовую воду, 5—6 %-й раствор соляной кислоты, де­ газированную нефть и др. Песок должен быть с преимуществен-

где АрI и Арч — потери давления на трение в НКТ и в затрубном пространстве, определяемые по графику ВНИИнефти в за­ висимости от размеров труб и расхода жидкости Q= qn\ q — расход жидкости через одну насадку, которым задаются в пре­ делах 3—3,2 л/с; п — число работающих насадок, причем Q/Fзатр>0,5 м/с (для выноса шлама); F3aTP— площадь проход­ ного сечения затрубного пространства; Др — перепад давления

проходного сечения НКТ.

Дополнительное удлинение НКТ при создании в них дав­

Число насосных агрегатов определяют как отношение необ­ ходимой гидравлической мощности к гидравлической мощности

мое агрегатом.

Продолжительность одной резки отверстия принимают рав­ ной 15—30 мин, щели — 20—40 мин (по 2—3 мин на 10 мм