Совершенствование технологии вторичного вскрытия пласта гидромеханической щелевой перфорацией

Введение
На данный момент не существует идеального метода вскрытия продуктивного пласта. При бурении любой скважины буровой раствор входит в контакт с тонкодисперсной средой, ухудшая ее фильтрационные свойства. В результате этого контакта образуются кольматационные зоны, снижающие проницаемость пористой среды, а следовательно, и дебит добывающих скважин. Зона и характер кольматации во многом зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора, а также от длительности влияния техногенных флюидов на пористую среды. В литературных источниках указывают, что зона закупорки терригенных коллекторов составляет от 5 до 70 см [1]. Примерно такие же значения наблюдаются и в коллекторах карбонатного типа.
Способы вскрытия продуктивных пластов, даже самые щадящие, также могут оказывать негативное воздействие на их фильтрационные свойства. Методы очистки призабойной зоны пласта в настоящее время не позволяют восстановить первоначальные фильтрационные свойства пористой среды.
В настоящее время в практике нефтяной и газовой промышленности основной технологией вторичного вскрытия продуктивных отложений является применение пулевой и кумулятивных перфораторов. Практика показывает, что глубина проникновения пулевых и кумулятивных снарядов в призабойную зону пласта ориентировочно составляет 20-30 см, что является меньшей величиной, чем радиус загрязненной зоны ПЗП, что является причиной снижения производительности скважины. При этом оказывается разрушительное ударное воздействие на цементное кольцо и обсадную колонну из-за чего возможно возникновение негерметичности эксплуатационной колонны [1].
Одним из современных решений, оптимальных с точки зрения соотношения цена-качество, является применение технологии гидромеханической щелевой перфорации. Вторичное вскрытие пласта методом ГМЩП позволяет в необходимом интервале обсадной колонны образовать щелевое отверстие шириной 10-12 мм и дальше гидромониторным потоком жидкости намыть грушеобразную каверну глубиной от 80 до 100 см. Применение технологии гидромеханической щелевой перфорации также позволяет вскрывать продуктивные отложения толщиной до полуметра с получением рентабельных значений дебитов скважины по нефти

. От ширины щелевого отверстия зависит глубина каверны, а следовательно, и продуктивность скважины [2]. В данной работе приведена усовершенствованная технология ГМЩП с использованием накатных дисков особой конструкции.
Особенности современной конструкции ГМЩП
Технология вторичного вскрытия продуктивного пласта методом гидромеханической щелевой перфорацией заключена в спуске ГМЩП на насосно-компрессорных трубах (НКТ 73мм) в скважину. Насосные трубы при этом являются каналом для подачи жидкости. Перфоратор спускается до подошвы продуктивного пласта. Для точной привязки глубины спуска перфоратора и необходимой глубины перфорации используются приборы гамма-каротажа и СГДТ. Точность привязки глубин составляет 0,1 м, что является очень хорошим показателем, позволяющим вскрывать маломощные продуктивные пласты [3].
Щелевое отверстие формируется накатным диском с поэтапном увеличением давления на устье скважины, начиная от 1 МПа до 6-7 МПа (при размыве каверны давление составляет от 18 до 20 МПа). При этом на каждом этапе в пределах намеченных отметок производится спуск и подъем перфоратора. Эффективность вскрытия пласта определяется шириной щелевого отверстия в эксплуатационной колонне и непосредственным выходом накатного диска за пределы цементного кольца. Стандартное исполнение конструкции накатных дисков не позволяет достичь его контакта с горной породой (в этом случае производится размыв цементного кольца). Для увеличения эффективности метода ГМЩП была разработана иная конструкция накатных дисков [4]. На рисунке 1 представлена конструкция щелевого перфоратора.
Рисунок 1 – Конструкция щелевого перфоратора
1 – подпружиненный полый шток; 2 – поршень, 3 – корпус; 4 – пружины; 5 – гидромониторные насадки; 6 – клин; 7 – шарнир; 8 – дисковая фреза; 9 – рычаг; 10 – корпус; 11 – опорные и боковые пластины; 12 – ось рычага.
Данная конструкция обеспечивает повышенную надежность и эффективность ввиду того, что на оси рычага шарнирно установлена дисковая фреза с режущими кромками на обеих сторонах, выполненными по многоярусной схеме, а периферийная поверхность выполнена многопрофильной с большими углами трения профилей