Вторичное вскрытие проводят различными методами. Применяют пулевую, торпедную, кумулятивную, гидропескоструйную, гидромеханическую, механическую и химическую перфорации. Наибольшее применение получило вторичное вскрытие пласта кумулятивной перфорацией. Кумулятивные перфораторы обеспечивают наибольшее проникновение перфорационного канала в пласт и просты в использовании. Лучшие кумулятивные перфораторы позволяют получить каналы длиной 1,3 метра. Для кумулятивной перфорации используют корпусные и бескорпусные перфораторы. В безкорпусных перфораторах кумулятивные заряды закрыты герметичной оболочкой и спускаются в скважину в виде гирлянды на стальной ленте (рис.10, а). В корпусных перфораторах кумулятивные заряды монтируют в металлическом корпусе однократного или многократного применения. На рисунке 9 (б) изображен корпусный кумулятивный перфоратор многократного использования. Спуск перфоратора в интервал вторичного вскрытия пласта производят на колонне труб НКТ или на канат-кабеле. В последнем случае перфоратор спускают либо непосредственно через обсадную колонну, либо через колонну труб НКТ. Существуют два основных способа вторичного вскрытия - на репрессии, когда забойное давление превышает пластовое, и на депрессии, при забойном давлении меньше пластового. Вторичное вскрытие на депрессии производят с использованием герметизирующего устьевого оборудования.

После вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией приступают к вызову притока флюида из него, если эти операции не были совмещены. В основе всех способов вызова притока лежат три технологических приема создания депрессии на продуктивный пласт:

уменьшение плотности жидкости в скважине;

снижение уровня жидкости в скважине;

снижение давления в интервале продуктивного пласта с помощью струйных насосов.

Всего известно более 20 способов вызова притока, в которых использованы перечисленные технологические приемы создания депрессии на продуктивный пласт. Из них наиболее часто применяемыми являются следующие три.

Вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне. На устье установлена фонтанная арматура с трубной головкой. В скважину спущены НКТ до уровня перфорационных отверстий. Затрубное пространство обвязано с насосным агрегатом. В затрубное пространство закачивают жидкость меньшей плотности, которая создает гидростатическое давление меньше пластового. Жидкость из НКТ сливается в сборную емкость. Когда жидкость меньшей плотности достигает забоя, начинают снижать подачу насосного агрегата, снижая гидродинамическую составляющую давления на пласт. При возникновении депрессии на пласт пластовый флюид начинает поступать в скважину, изливаясь через НКТ в сборную емкость. Величину депрессии регулируют плотностью легкой жидкости, а противодавление на пласт подачей насосного агрегата и диаметром НКТ, так как гидродинамические потери в колонне НКТ, приложенные к забою скважины, зависят от ее внутреннего диаметра и от скорости потока в ней жидкости освоения. Этот способ применяют обычно в скважинах с АВПД.

Вызов притока из пласта заменой жидкости в скважине на двухфазную пену. Данный способ является развитием метода аэрации жидкости освоения. Технология здесь отличается только тем, что в жидкость освоения добавляют поверхностно-активное вещество, например сульфанол в количестве 0,1-0,3%. На выходе аэратора получается достаточно стабильная пена, плотность которой легко регулируется соотношением газа и жидкости в пределах 200+800 кг/м³. В этом способе после достижения требуемой депрессии циркуляцию прекращают на 2-3 часа в ожидании притока пластового флюида. Если притока нет, циркуляцию останавливают. Имеется разновидность этого метода, в котором вместо аэратора используют эжектор. Применение эжектора позволяет использовать для нагнетания газа компрессор среднего давления, так как сам эжектор является струйным насосом, работающим за счет энергии струи жидкости освоения. На рисунке 85 приведена схема обвязки устья скважины при вызове притока газированными жидкостями и двухфазными пенами.

Вызовов притока за счет снижения уровня поршневанием (свабиро ванием). На устье установлена фонтанная арматура с трубной головкой, оснащенная лубрикатором, представляющим собой трубу, монтируемую через задвижку в верхней части фонтанной елки. В верхней части этой трубы имеется герметизирующий ввод для канат-кабеля. Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального, спущенного в НКТ через лубрикатор, поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении - при спуске его в скважину Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором. Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки подъемного агрегата на 100-500 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения пластового флюида. После получения притока сваб выводят из НКТ в лубрикатор.

Рис.10. Кумулятивные перфораторы: а - ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105: КН - кабельный наконечник; 1 - головка перфоратора; 2 - стальная лента; 3 - шнур; 4 - заряд; 5 - взрывной патрон; 6 - груз; б - корпусный кумулятивный перфоратор ПК105ДУ: 1 - взрывной патрон; 2 - шнур; 3 - заряд; 4 - электропровод

В процессе проводки, освоения и ремонта скважины возможны осложнения и аварии, вызванные как технологическими, так и геологическими факторами. В связи с этим буровые предприятия должны уже на стадии проектирования строительства скважины или куста скважин разрабатывать совместно с проектными организациями меры по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений,