Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов наклонно-направленными стволами

Технологические процессы вторичного вскрытия продуктивного пласта, вызова притока и глушения скважин перед спуском скважинного оборудования, представляющие собой основные этапы освоения, являются завершающим этапом в цикле строительства скважин. От качественного проведения указанных операций зависит производительность скважины, поскольку именно на этом этапе можно уменьшить загрязняющее влияние на коллектор предыдущих процессов первичного вскрытия и цементирования эксплуатационной колонны.

Перед проведением работ по освоению производится обвязка устья согласно РД «Стандарт АО «Удмуртнефть» на вскрытие продуктивных пластов и освоение скважин», Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 1995 [49]. При освоении рекомендуется применить противовыбросовое оборудование ПМТ2.2-156х21 либо ППМ-156х21(сдвоенный).

Выбор оптимальных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов, вызова притока и освоения боковых стволов определяется конструкцией скважины и литологической природой коллектора нефти.

Для Гремихинского месторождения в качестве основной схемы заканчивания предлагается перфорация зацементированной колонны.

Для сохранения крепи скважины в процессе перфорации эксплуатационной колонны рекомендуется применять сверлящие и щелевые перфораторы типа ПГМ и ПГМЩ. Основные преимущества применения данных перфораторов:

–отсутствие ударного воздействия на эксплуатационную колонну (фугасность = 0);

–не нарушается целостность цементного кольца выше и ниже зоны перфорации, что исключает возможность заколонных водоперетоков;

–при сохранении прочности обсадной колонны удельная площадь вскрытия в 2…4 раз больше, чем при кумулятивной перфорации;

–радиус проникновения 0,5…1,5 метра, в зависимости от геологического строения продуктивного пласта;

–операция осуществляется в любое время суток;

–конструкция перфоратора допускает проведение прямой или обратной промывки скважины и кислотной обработки продуктивного пласта;

–при наличии специального оборудования (превентор и устьевой герметизатор) щелевая перфорация может быть произведена на депрессии с использованием углеводородного рабочего агента (нефть).

Возможно применение кумулятивных перфораторов типа ПРК. При этом тип кумулятивного перфоратора и параметры перфорации также уточняются геологической службой нефтедобывающего предприятия, исходя из результатов геофизических исследований, расстояния от нефтеносного до ближайшего водоносного пласта, качественного состояния цементного кольца за колонной и наличия заколонного пакера.

От качества жидкости, находящейся в интервале перфорации, независимо от того, производится ли перфорация одноразовым или многоразовым, при депрессии или репрессии на пласт, зависит продуктивность скважины. Именно поэтому жидкость, находящаяся в интервале перфорации, должна отвечать следующим требованиям:

– должна быть взаиморастворимой с пластовым флюидом и не содержать механических примесей;

– при контакте с породами продуктивного коллектора не должна вызывать набухания глинистой составляющей коллектора;

– жидкости на водной основе должны обладать поверхностно – активными гидрофобизирующими свойствами и не давать нерастворимых осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами и породой.

В качестве перфорационной жидкости рекомендуется жидкость на углеводородной основе (дегазированная нефть с добавкой эмульгатора), а также перфорационная среда на основе КДС, состав которой приведен в таблице 10.9.

Таблица 10.9– Ориентировочная рецептура перфорационной среды

Рецептуры перфорационной среды и промывочной жидкости, используемых при освоении, перед проведением работ уточняются посредством лабораторного моделирования.

Для сохранения коллекторских свойств пласта вторичное вскрытие рекомендуется проводить на депрессии – заменой на облегченную перфорационную жидкость (углеводородную или микропузырьковую) либо снижением уровня жидкости в скважине.

Исходя из условий безопасности проведения перфорации на депрессии в скважину обязательно должны быть спущены НКТ, а устье – оборудовано ПВО.

Основное преимущество перфорации на депрессии состоит в очистке перфорационных каналов от обломков породы, цемента и перфорационного материала непосредственно в процессе перфорации за счет их выброса из канала перфорации.

Выбор величины депрессии должен вестись с учетом влияния на устойчивость призабойной зоны и техническое состояние крепи скважины. С целью недопущения прорыва вод из близкорасположенных водоносных пластов, не разделенных затрубными пакерными и герметизирующими устройствами, величина депрессии не должна превышать 1,5 МПа на 1 м расстояния между нефтеносным и водоносным пластами.