Описывается новая конструкция кумулятивного перфоратора. Приводятся результаты лабораторных экспериментов сравнительного действия нового и штатного кумулятивных перфораторов между собой. Формирование сети трещин между каналами перфорации, при использовании нового перфоратора, способствует увеличению дренажных характеристик продуктивного пласта в интервале перфорации. В работе приводятся результаты стендовых испытаний моделей крепи скважин с армированным тампонажным материалом «карбон-био» и моделей продуктивного пласта с использованием классической перфосистемы и перфосистемы «Спарка». Для исследования изменений внутренней структуры образцов использован метод рентгеновской компьютерной томографии. Экспериментально, в условиях высокого давления, показано преимущество использования перфораторов с парными зарядами по сравнению со штатными перфораторами.
Прискважинная область продуктивного пласта является одной из важнейших частей пласта на пути притока нефти или газа к скважине. В большинстве случаев загрязнение этой области буровым раствором, скважинной жидкостью, растворами, применяемыми для выравнивания притока флюида из продуктивного пласта в скважину, тампонажными растворами при креплении скважин, вторичным и последующим вскрытием пласта кумулятивной перфорацией – негативно влияет на фильтрационные характеристики продуктивного пласта и приводит к уменьшению дебита нефтяных и газовых скважин.
Необходимым этапом при строительстве скважин является крепление обсадной колонны в горной выработке и создание качественного цементного кольца между обсадной колонной и пластом. Качественное цементирование затрубного пространства колонны позволяет избежать водонефтегазовые перетоки между пропластками продуктивного пласта, сохранить цементный камень от растрескивания в интервалах перфорации [1-4]. Поэтому одним из необходимых этапов при строительстве скважин является создание качественного цементного кольца между колонной и пластом с сохранением герметичности контактных зон обсадная колонна – цементный камень – порода.
Для связи скважины с продуктивной частью пласта широко применяют стреляющие перфораторы, создающие в прискважинной области продуктивного горизонта каналы перфорации. Проницаемость этой области вокруг перфорационных каналов в дальнейшем во многом определяют величину дебита добывающих скважин.
В ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» разработана перфосистема, получившая название «Спарка» (рис.1, б) [5,6]. Использование данной перфосистемы предполагает получение увеличенных значений коэффициентов проницаемости в интервале перфорации наряду с использованием перфосистем с одиночным расположением зарядов в корпусе перфоратора, что приводит к увеличению интенсивности притока к скважине.
Способ вскрытия пласта с использованием перфораторов типа «Спарка» направлен на повышение совершенства вторичного вскрытия за счет возможности создания фильтрационной системы в прискважинной области пласта, как самими перфорационными каналами, так и дополнительной сетью трещин в плоскости пары каналов. Дополнительное трещинообразование приводит к уменьшению гидродинамических сопротивлений на пути притока флюида в скважину и способствует увеличению дебитов нефтяных и газовых скважин.
Заряды в перфосистеме «Спарка» ориентируются в одном направлении и в одной плоскости, тем самым обеспечивая интерференцию ударных волн при срабатывании, и вместе с тем создавая напряженные зоны в породе пласта и способствуя развитию трещин в плоскости между перфорационными каналами.
Для оценки эффективности использования перфораторов типа «Спарка» и для сравнения с другими перфосистемами в ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» проведены испытания на модельных образцах (рис. 2). Опыты по перфорированию осуществлялись с одиночным и парным расположением кумулятивных зарядов на торцевой поверхности цилиндрических образцов Ø120 х 250 мм, моделирующих нефтегазовый коллектор. Испытания выполнены при температуре 20 0С в условиях повышенного давления (р = 20 МПа).
После прострела цилиндрических образцов и их извлечения из сосуда высокого давления (СВД), образцы подвергались внешнему тщательному визуальному осмотру. Осмотр позволил зафиксировать появление каналов перфорации в образцах, но не решил главной задачи – возможности исследовать изменение внутренней структуры образцов после прострела без нарушения их целостности [7]. Поэтому для исследования изменений внутренней структуры образцов нами использован метод рентгеновской компьютерной томографии, получивший широкое применение в таких отраслях промышленности, как медицина, металлообработка, электроника, нефтегазовая отрасль и др.
Результаты рентгеновской томографии позволили получить образы различных сечений испытываемых образцов, простреленных одним и парой кумулятивных зарядов (рис. 3 и рис. 4). Трещины, во втором случае (рис. 4 б, рис. 4 в), создают связь между парой каналов и приводят к увеличению пористости образцов в рассматриваемых сечениях, что способствует увеличению добычи флюида за счет роста проницаемости в прискважинной области пласта. Соответственно, это приводит к повышению коэффициентов продуктивности нефтегазовых скважин.
По результатам рентгеновской томографии построена зависимость изменения коэффициента пористости по длине исследуемых образцов рис. 5: без перфорационных каналов; с одним перфорационным каналом и с парой каналов перфорации.
Второй эксперимент проводился в атмосферных условиях и в СВД при давлении 10 МПа по схемам, представленным ниже (рис. 6) с целью определения влияния кумулятивных струй от одного и пары зарядов на модели «крепь скважины - пласт».
Для этих испытаний было подготовлено 15 образцов моделей «крепь скважины» с различной рецептурой цементного раствора (табл. 1), разработанной ООО БСК «РИНАКО». Раствор тщательно перемешивался. Затвердевание цементных растворов происходило при Т = 30 °С в течение 14 суток в водяной бане. Фотографии образцов при заливке растворов в формы показаны на рис. 7.
Дополнительно определена просветность s торцов образцов. Определение просветности осуществлено с помощью фотосъемки торцов простреленных образцов моделей «крепь скважины» и с использованием компьютерной программы «Анализ трещин», разработанной в лаборатории ООО БСК «РИНАКО». Данные расчетов отражены в таблице 2.
Из таблицы 2 видно:
- глубина канала в моделях «крепь скважины-пласт» наибольшая при стрельбе без давления;
- наибольшее трещинообразование (s = 12,72% и 14,66%) наблюдается у цементного камня рецептур I и II. Дополнительное армирование в рецептуре II не привело к уменьшению трещин;
- наименьшее трещинообразование (s =1,56 и 6,94%) у рецептур III, V и VII с плотностью цементного камня 1,63-1,65 г/см3 с естественным воздухововлечением;
- цементный камень с низкой плотностью IV и VI без дополнительного армирования не снижает величину просветности на торце цементного камня (s =11,95% и 12,26%, соответственно).
В таблице 3 приводятся значения глубин проникновения кумулятивной струи в комбинированные мишени (модели «продуктивный пласт» и модели «крепь скважины - пласт»). Средняя глубина канала в эксперименте 1 превышает глубину канала в эксперименте 2 на 9,6 %. Средние значения глубины каналов практически соизмеримы друг с другом и в первом и во втором эксперименте, т.е. состав крепи скважин практически не влияет на глубину перфорационного канала.
Обработка фотографий моделей «крепь скважины».
На негативе фотографий (рис. 8) поверхностей образцов А и В, изготовленных из цемента марки «G», просматривается система трещин. На фотографиях видно, что после прострела одним зарядом сеть трещин распространяется вокруг полученного отверстия (рис. 8, а).
При простреливании мишени парой зарядов сеть трещин по большей части концентрируется между отверстиями перфорации (рис. 8, б). При этом значения просветности на поверхностях торцов моделей «крепь скважины» в данном случае примерно одинаковы, как на образце с одним отверстием, так и на образце с парой отверстий.
На негативе фотографий (рис. 9) моделей «крепь скважины» О, Е и Д видно, что система трещин значительно меньше развита от воздействия ВВ, по сравнению с моделями А и В.
Дополнительное армирование фиброй образцов (образец О) с плотностью цементного камня 1,63 – 1,65 г/см3 приводит к снижению количества трещин. Крупных трещин не наблюдается.
Анализ рисунка 8 показывает, что использование перфосистемы «Спарка» не вызывает дополнительного трещинообразования в армированном цементном камне плотностью 1,63 – 1,65 г/см3.
Выводы:
1. Экспериментально, при повышенных давлениях, показано преимущество использования перфосистемы «Спарка» по сравнению со штатными перфораторами.
2. Подтверждено, что при использовании перфосистемы «Спарка» в образцах, моделирующих продуктивный пласт, образуется дополнительная сеть трещин, связывающая каналы перфорации между собой в отличии от моделей «крепь скважины» с пеноцементом.
3. Наибольшее трещинообразование после перфорации наблюдается у цементного камня рецептуры I и II (марка «G»). Дополнительное армирование в рецептуре II не приводит к уменьшению распространения трещин.
4. Использование перфосистемы «Спарка» не вызывает дополнительного трещинообразования в армированном пеноцементном камне плотностью 1,65 г/см3, моделирующего составную часть крепи скважины.
5. Наименьшее трещинообразование после перфорации у образцов с рецептурой III, V и VII с плотностью пеноцементного камня 1.65 – 1,63 г/см3, с естественным воздухововлечением.
Список литературы:
1. Василенко И.Р. Особенности технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. – Автореф. дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2002.
2. Василенко И.Р., Балаба В.И. Технология повышения надежности крепи скважин в сложных горно-геологических условиях. Международная конференция «Молодые ученые – науке, технологиям и профессиональному образованию для устойчивого развития: проблемы и новые решения» //Сб. науч. докладов и тезисов. – М.: Изд-во АМИ, 1999, Ч. 2. – С. 65-66.
3. Василенко И.Р., Сенатов В.В. Повышение качества крепи скважин в осложненных условиях Р-С залежи Усинского месторождения //Бурение и нефть. – 2010. – №12. – С. 32-34.
4. Промышленная безопасность строительства и реконструкции скважин/ В.И. Балаба, И.Р. Василенко, А.И. Владимиров [и др.]. – М.: Национальный институт нефти и газа, 2006. – 456 с.
5. Способ вскрытия пласта кумулятивными зарядами: пат. 2493357 Рос. Федерация: МПК51 Е 21 В 43/117 / Ликутов А.Р., Меркулов А.А., Шепель К.Ю. и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика». – № 2012114231/03; заявл. 12.04.2012; опубл. 20.09.2013 Бюл. № 26. – 10 с.
6. Ликутов А.Р., Шепель К.Ю., Исаев В.И., Сафарханова Л.И. Способ и модель вторичного вскрытия пласта перфорацией // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2012. – №3. – С. 51-55.
7. Шепель К.Ю., Исаев В.И., Ликутов А.Р., Стаценко Е.О. Исследование структуры между каналами перфорации на универсальном компьютерном томографе // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2013. – №2. – С. 48-51.
