ответы на билеты. 1 способы эксплуатации свкажин. Фонтанный способ эксплуатации

• Название: 1 способы эксплуатации свкажин. Фонтанный способ эксплуатации
• Дата: 26.04.2023
• Размер: 411.33 Kb.
• Имя файла: ответы на билеты.docx
• Тип: Документы; #1090967

1 СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СВКАЖИН.

Фонтанный способ эксплуатации может приме­няться в тех случаях, когда энер­гия пласта достаточно для подъема пластовой жидкости от забоя до по­верхности. Фонтанирование скважи­ны может происходить как за счет гидростатического давления пласта, так и за счет энергии газа, раство­ренного в нефти. Гидростатическое давление может быть природным, или искусственным, создавае­мым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа.

Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину,, ни затрат энергии на приведение его в действие. Поэ­тому одной из важнейших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установ­ленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой, по существу, иголь­чатый вентиль, величину проходного сечения которого можно изменять, вторые — втулки или диски с отверстиями диаметром 3—15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов, твер­дость которых обеспечивает постоянство величин поперечных сечений.

Все остальные способы эксплуатации скважин — механизиро­ванные. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости. Так как высота всасывания насоса не превышает 5—8 м, то для подъема жидкости из скважины глубиной в несколько сотен млн тысяч метров насос приходится опускать в скважину и для обес­печения его надежной работы погружать под уровень пластошш жидкости.

Существует несколько способов механизированной эксплуата­ции скважин.

Газлифтный способ обеспечивает подъем пластовой жид­кости на поверхность за счет рабочего агента — газа, нагнетаемо­го специальным компрессором в колонну подъемных труб. В ка­честве рабочего агента может использоваться газ — в этом слу­чае способ эксплуатации называется газлифтом — или воздух — эрлифтом. В подавляющем большинстве случаев газ подается в скважину с помощью специальных компрессоров. В тех случаях, когда используют газ, находящийся под давлением в газосодержащем пласте, система называется бескомпрессорным газлифтом. В зависимости от числа рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и назначения различают несколько ос­новных типов конструкций.

Принцип работы газлифта заключается в следующем (рис. 1.5). Если в кольцевое пространство между колонной подъ­емных труб и эксплуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ в виде пу­зырьков начнет поступать в центральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес смеси жидкости и газа будет уменьшаться, в результате чего уровень ее начнет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подава­емого газа и его расход, можно обеспечить подъем пластовой жидкости пузырьками газа на поверхность. Поднятию жидкости способствуют также и движущиеся вверх пузырьки газа.

Газ может подаваться не только по кольцевому пространству,

но и по центральной трубе. В этом случае газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому пространству.

Применяют также двухрядные подъемники, в которых газ наг­нетается в кольцевое пространство между двумя рядами колонн подъемных труб, а газожидкостная смесь поднимается по цент­ральной колонне. В зависимости от глубины динамического уровня длина наружного, второго, ряда труб может быть больше внутрен­него, в этом случае подъемник называют полуторарядным.

Один из самых массовых механизированных способов эксплуа­тации связан с использованием штанговых скважинных насосов (ШСН). При его применении плунжерный насос опускают на ко­лонне подъемных труб под уровень пластовой жидкости и соединя­ют с приводящим его станком-качалкой колонной штанг (рис. 1.6). Насосная установка включает скважинный насос, цилиндр которо­го закреплен на колонне подъемных труб, а плунжер колонной штанг соединен с приводом — балансирным станком-качалкой. Насос снабжен нагнетательным и всасывающим клапанами.

Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через устьевой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двига­тель посредством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает возвратно - качательное движение балансира, а он и свою очередь перемещает колонну штанг, и плунжер скважинного насоса. Пластовая жидкость поднимается по внутренней полости

Принцип работы скважинного насоса следующий. При движе­нии плунжера вверх всасывающий клапан открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это же время нагнетательный кла­пан закрыт и жидкость, находящаяся над плунжером, поднимает­ся вверх по трубам. Таким образом, происходит одновременный подъем жидкости, находящейся над плунжером, и заполнение по­лости цилиндра под плунжером. При ходе плунжера вниз нагне­тательный клапан открывается, а всасывающий закрывается и происходит вытеснение пластовой жидкости из пространства под плунжером через нагнетательный клапан в пространство над ним.

Установка погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущен­ный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформатором, расположенными на поверх­ности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля наматы­вают на барабан, установленный у устья скважины.

Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплуатацион­ную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысло­вую сеть.

На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предот­вращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и спускной клапан для слива жидкости п.ч труб перед подъемом их из скважины.

Электродвигатель установки изготавливают, в специальном ис­полнении, предотвращающем попадание пластовой жидкости в его внутреннюю полость. Для этого ее заполняют маловязким маслом. В электродвигателе предусмотрены устройства для обеспечения фильтрации масла и циркуляции его внутри корпуса.

Протектор для защиты двигателя от воздействия окружающей его пластовой жидкости имеет запас масла для смазки подшип­ников двигателя и насоса.

Погружной насос состоит из большого числа ступеней — рабо­чих колес и направляющих аппаратов,— расположенных внутри корпуса. Подобная конструкция обусловлена тем, что одна ступень центробежного насоса создает небольшой напор, а последователь­ное их соединение позволяет получить необходимое давление.

2 ФОНТАНИРОВАНИЕ СКФАЖИН. ФИДЫ ФОНТАНИРОВАНИЯ

Подъём жидкости с забоя на поверхность за счёт пластовой энергии называют – фонтанирование скважины, а способ эксплуатации – фонтанным. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от структуры потока, режима движения газожидкостной смеси, плотности скважинной продукции, пластового давления.

Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления: Рпласт>rж g Н,

Где Рпласт –пластовое давление, rж- плотность скважинной продукции, g- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2, Н -длина столба жидкости( глубина скважины по вертикали).

Фонтанирование нефтяных скважин может происходить при пластовых давлениях ниже гидростатического давления столба жидкости. Это обусловлено большим количеством растворенного газа в нефти. Со снижением давления ниже давления насыщения нефти газами во время подъема продукции скважины в колонне НКТ выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью rсм (при чем rсм
Выделяют 3 вида фонтанирования:

I – артезианское фонтанирование: Рзаб > Рнас, Руст ³ Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора, где Рнас – давление насыщения нефти газом.

II – газлифтное фонтанирование: Рзаб ³ Рнас, Руст < Рнас, фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъёма.

III - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас, Руст < Рнас.

Оборудование фонтанных скважин подразделяется на наземное (устьевое) и подземное (скважинной).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (трубная головка и фонтанная ёлка с запорными и регулирующими устройствами), манифольд, предназначенный для обвязки Ф.А. с выкидными линиями, колонная головка – герметизация между кондуктором и э/колонной.

К подземному оборудованию относят НКТ, которые применяют при всех способах эксплуатации скважин, пусковые муфты (необходимые при освоении скважины), башмачная воронка, в редких случаях забойные штуцера и пакер.

3 АРТЕЗИАНСКОЕ И ГАЗЛИФТНОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ СКФАЖИН. УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ.

4.

5 КОЭФФИЦИЕНТ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИНЫ. ВИДЫ НЕСОВЕРШЕНСТВА

Из фактических промысловых данных известно, что соседние скважины одного продуктивного пласта, находящиеся примерно в равных горно-геологических условиях, часто имеют неодинаковую продуктивность. При этом удельные коэффициенты продуктивности скважин могут отличаться собой кратно или даже на порядок. Вероятно, эти скважины имеют неодинаковую степень гидродинамического совершенства. Такие факты могут быть объяснены различной проницаемостью породы в призабойной зоне пласта (ПЗП), а также типом конструкции и состоянием забоя скважин.
Степень гидродинамической связи пласта и скважины оценивается коэффициентом гидродинамического совершенства, под которым понимается отношение фактического дебита скважины (Qф) к дебиту этой же скважины, если бы она была гидродинамически совершенной (Qсов). Гидродинамически совершенной называется такая скважина, которая вскрыла продуктивный пласт бурением на всю толщину, имеет необсаженный (открытый) забой и неизменное (естественное) состояние проницаемости породы в призабойной зоне. Коэффициент гидродинамического совершенства позволяет оценивать влияние на производительность скважин условий вскрытии продуктивного пласта бурением и перфорацией, условий цементирования обсадных колонн, условий вызова притока и работы скважины в процессе ее эксплуатации и зависит от вида и величины дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.
Коэффициент гидродинамического совершенства скважин часто обозначается греческой буквой φ (фи):
 (4.1)

Следует выделять следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин (рис.4.1):
а) по степени вскрьггия пласта, когда скважина вскрывает пласт не на всю толщину;

б) по характеру вскрытия пласта, когда гидродинамическая связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой (т.е. не через всю боковую цилиндрическую поверхность стенки скважины), а только через перфорационные каналы;

в) по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта, т.е. до вскрытия продуктивного пласта бурением и перфорацией.

 



Рис. 4.1. Схематичное изображение гидродинамически совершенной и гидродинамически несовершенных скважин:
а) совершенная скважина;
б) несовершенная скважина по степени вскрьггия пласта;
в) несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта;
г) несовершенная скважина по качеству вскрытия пласта

(Ку – проницаемость призабойной зоны, К – проницаемость удаленной зоны пласта)

 

Формула Дюпюи для установившегося радиального притока несжимаемой жидкости в гидродинамически несовершенную по всем трем видам скважину может быть записана в следующем виде:


 , (4.2)

где k — коэффициент эффективной проницаемости незагрязненной части пласта (в дальнейшем — проницаемость пласта);
h— эффективная толщина пласта;
Δp - разница между пластовым давлением и давлением на забое скважины;

μ – коэффициент динамической вязкости флюида в пластовых условиях;
Rk — радиус дренирования (радиус контура питания скважины);
Rс — радиус скважины по долоту
С1 — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивления в ПЗП из-за несовершенства скважины по степени вскрытия пласта;
С2 — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗП из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия (перфорация);

С=С1+С2;

Sб— безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗП, обусловленные снижением проницаемости пористой среды пласта вокруг скважины из-за несовершенства скважины по качеству первичного вскрытия пласта бурением;

Sц - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗП, обусловленные снижением проницаемости пористой среды пласта вокруг скважины из-за несовершенства скважины по качеству цементирования обсадной эксплуатационной колонны;

Sп — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗП, обусловленные снижением проницаемости пористой среды пласта вокруг перфорационных каналов из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия пласта,

S=Sб+Sц+Sп

7. КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИНЫ, ВИДЫ НЕСОВЕРШЕНСТВА

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов угле­водородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рис. 2.1:

1. Скважина с перфорированным забоем.

2. Скважина с забойным хвостовиком.

3. Скважина с забойным фильтром.

4. Скважина с открытым забоем.



Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач. Виды несовершенства смотри выше

7. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕСОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН.

ПРИВИДЕННЫЙ РАДИУС СКВАЖИНЫ

Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту гидродинамически совершенной скважины, при прочих равных условиях, называется коэффициентом гидродинамического несовершенства скважин С (выражается в долях единицы (<1)).Таким образом на значение коэффициента гидродинамического несовершенства скважин значительное влияние оказывает число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, характер размещения отверстий на поверхности эксплуатационной колонны, глубина поровых каналов в породе, степень и характер вскрытия продуктивного пласта. Существуют (на практике) два способа определения величины гидродинамического несовершенства скважины:

1. Метод определения коэффициента гидродинамического несовершенства скважин по расчетным кривым В. И. Шурова.

2. При помощи замеров и обработки КВД после остановки скважины. Данный метод даёт более надежные результаты.

Любую несовершенную скважину с дебитом Q1, работающую при перепаде давления (Рпл. – Рзат.) = ^Р, мысленно можно заменить эквивалентной ей совершенной скважиной, имеющей тот же дебит и тот же перепад (^Р), но другой радиус. Этот радиус эквивалентной скважины называется приведенным. Для несовершенной скважины rпр
https://megalektsii.ru/s35678t4.html на сайте более полный ответ.

http://proofoil.ru/Oilproduction/Borewell26.html на сайте более полный ответ.

8. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН. ПРИЕМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ.

Виды процесса освоения скважин

Данная процедура может проводиться разными способами. Выбор конкретного метода зависит от показателей давления, риска появления осложнений наподобие фонтанирования, типа эксплуатации и других особенностей.

Освоение скважин производится одним из шести ключевых методов:

Поршневание.

Тартание.

Обновление жидкости для скважины.

Компрессорная обработка.

Прокачка смеси газа и жидкости.

Откачка жидкости при помощи насосов глубинного типа.

Подготовительный этап перед любым методом является обязательной частью. На устье монтируется арматура, которая потребуется в ходе освоения скважины, а фланец обсадной трубы имеет задвижку, которая сможет перекрыть ее при необходимости.

Поршневание

Данный способ, который также известен как свабирование, характеризуется опусканием вниз поршня, сделанного из трубы с небольшим обхватом и клапаном, который открывается при спуске на дно. Снаружи трубы в местах примыкания сочленений находятся манжеты из резины с усилением из проволоки. В процессе опускания трубы-поршня жидкость, которая находится в стволе, перетекает на уровень выше, и когда поршень поднимается, его клапан перемещается в закрытое состояние. Таким образом, поршень выталкивает объем жидкости, равный степени его погружения (по закону Архимеда).

Чаще всего глубина, на которую опускается поршень, варьируется в пределах 70-150 метров. Поршневание отличается существенной производительностью, однако имеет и минусы: так, из-за каната устье скважины нельзя закрыть полностью. Из-за этого при работе возникает риск внезапного выброса, который нельзя будет предотвратить.

Тартание

Тартание – это способ, при котором из скважины достается жидкость при помощи специальной желонки, опускаемой вниз на канате с лебедкой. Внизу желонки расположен клапан, который открывается при упоре ее в дно, а сверху есть крепления для каната или шнура. Диаметр изделия обязательно должен быть меньше параметров трубы, иначе желонка застрянет в обсадной колонне, что создаст трудности при дальнейшей эксплуатации скважины.

Вывод жидкости при помощи тартания представляет собой весьма затратную по времени и силам работу, при которой задвижка не может перекрыть колонну целиком, если это понадобится. Тем не менее, такой способ позволяет вытащить осадки глины и следы раствора с самого уровня забоя, а возможность регулировать жидкостный уровень в скважине делает способ популярным в отдельных случаях.

Обновление скважинной жидкости

Освоение скважин, которое производится таким способом, возможно при спущенных трубах в стволе, при этом устье плотно закрывается, поэтому, риск фонтанирования исключен. Метод особенно хорош при освоении источников с сильным давлением внутри пластов или при наличии специальных коллекторов, которые легко освоить. Главным недостатком метода считается серьезная потеря давления: его снижение составит не больше четверти от показателя давления глиняного вещества. Процесс замены осуществляется насосами, в том числе буровыми. В ряде случаев используется вместе с поршневанием.

Компрессорный метод освоения

Данный способ чаще всего используется для разработки фонтанных скважин, а также источников механизированного типа. В ствол опускается труба НКТ, устье оснащается арматурной конструкцией, а к пространству между трубами подключается трубопровод нагнетательного типа с мобильным компрессором. В процессе нагнетания газа происходит вытеснение жидкости к башмаку трубы. Попавший внутрь газ действует на жидкость в НКТ, и давление падает.

При освоении необходимо строго контролировать процедуру, поскольку устье может непредвиденно фонтанировать, и поэтому метод компрессорного типа более безопасный и дает возможность эффективнее всего очистить призабойный участок. Ограничение на использование метода распространяется в скважинах, которые бурились в неустойчивых пластах.

Закачка газа и жидких веществ

Освоение скважин данным способом производится следующим образом: в пространство между трубами заливается смесь газа и воды либо нефтяной жидкости. Смесь имеет определенную плотность, которая ниже, чем у просто жидкости, и благодаря возможности регулировки освоение может пройти по-разному. Данный способ может применяться при большой глубине разработки. Для работы у скважины должен быть установлен компрессор, насос с возможностью организации такого же по силе давления, емкости под жидкость и устройство для добавления газа. Процесс нагнетания характеризуется движением смеси по вертикальной оси с постоянными перепадами температурного режима и давления. Главным недостатком метода считается сложность осуществления работ по насыщению жидкости газами, а следовательно, его высокая стоимость.

Освоение насосами скважинного типа

Данный способ используется, если скважина уже практически полностью истощена, и фонтанный эффект практически исключен. При этом методе внутрь опускаются насосы скважинного типа, которые достигают определенной глубины и выкачивают жидкость. При этом давление в забое снижается, и постепенно достигаются условия, при которых из пласта идет приток жидкости. Непосредственно перед спуском устройства скважину промывают (процесс может происходить и зимой, но это требует подогрева промывочной жидкости).

9. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ЗА СЧЕТ СНИЖЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ.

Тартание

Тартание – это способ, при котором из скважины достается жидкость при помощи специальной желонки, опускаемой вниз на канате с лебедкой. Внизу желонки расположен клапан, который открывается при упоре ее в дно, а сверху есть крепления для каната или шнура. Диаметр изделия обязательно должен быть меньше параметров трубы, иначе желонка застрянет в обсадной колонне, что создаст трудности при дальнейшей эксплуатации скважины.

Вывод жидкости при помощи тартания представляет собой весьма затратную по времени и силам работу, при которой задвижка не может перекрыть колонну целиком, если это понадобится. Тем не менее, такой способ позволяет вытащить осадки глины и следы раствора с самого уровня забоя, а возможность регулировать жидкостный уровень в скважине делает способ популярным в отдельных случаях.

Освоение насосами скважинного типа

Данный способ используется, если скважина уже практически полностью истощена, и фонтанный эффект практически исключен. При этом методе внутрь опускаются насосы скважинного типа, которые достигают определенной глубины и выкачивают жидкость. При этом давление в забое снижается, и постепенно достигаются условия, при которых из пласта идет приток жидкости. Непосредственно перед спуском устройства скважину промывают (процесс может происходить и зимой, но это требует подогрева промывочной жидкости).

10. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ИЗМЕНЕНИЕМ ПЛОТНОСТИ РАСТВОРА.

Компрессорный метод освоения

Данный способ чаще всего используется для разработки фонтанных скважин, а также источников механизированного типа. В ствол опускается труба НКТ, устье оснащается арматурной конструкцией, а к пространству между трубами подключается трубопровод нагнетательного типа с мобильным компрессором. В процессе нагнетания газа происходит вытеснение жидкости к башмаку трубы. Попавший внутрь газ действует на жидкость в НКТ, и давление падает.

При освоении необходимо строго контролировать процедуру, поскольку устье может непредвиденно фонтанировать, и поэтому метод компрессорного типа более безопасный и дает возможность эффективнее всего очистить призабойный участок. Ограничение на использование метода распространяется в скважинах, которые бурились в неустойчивых пластах.

Закачка газа и жидких веществ

Освоение скважин данным способом производится следующим образом: в пространство между трубами заливается смесь газа и воды либо нефтяной жидкости. Смесь имеет определенную плотность, которая ниже, чем у просто жидкости, и благодаря возможности регулировки освоение может пройти по-разному. Данный способ может применяться при большой глубине разработки. Для работы у скважины должен быть установлен компрессор, насос с возможностью организации такого же по силе давления, емкости под жидкость и устройство для добавления газа. Процесс нагнетания характеризуется движением смеси по вертикальной оси с постоянными перепадами температурного режима и давления. Главным недостатком метода считается сложность осуществления работ по насыщению жидкости газами, а следовательно, его высокая стоимость.

11. ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН. ВИДЫ ПЕРФОРАЦИИ. (также тут описаны 12,13,14 вопросы)

12. ВЗРЫВНЫЕ МЕТОДЫ ПЕРФОРАЦИИ. КОНСТРУКЦИИ ПЕРФОРАТОРОВ

13. ПРИЕМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ ЕПРФОРАЦИИ НА КАБЕЛЕ

14. ПРИЕМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ ПЕРФОРАЦИИ НА ТРУБАХ

Перфорация - операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов (перфораторов) с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих для сообщения между скважиной и пластом-коллектором.

Существует четыре способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная.

При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Существует два вида пулевых перфораторов:

перфораторы с горизонтальными стволами. В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора;

перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Пулевой перфоратор ПБ-2 собирается из нескольких секций. Вдоль секции просверлено два или четыре вертикальных канала, пересекающих каморы с ВВ, стволы которых заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция - запальная имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю

56

тока срабатывает первое запальное устройство и детонация распространяется по вертикальному каналу во все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля выбрасывается.

Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс и срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В этом перфораторе масса заряда ВВ одной каморы мала и составляет 4-5 г, поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65 - 145 мм (в зависимости от прочности породы и типа перфоратора). Диаметр канала 12 мм.

На рис. 4.6 показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше.

Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах здесь ниже и составляет 0,6 - 0,8 тыс. МПа, но действие их более продолжительное. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных каналов в породе получается 145 - 350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки - отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременный, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом. В каждой секции два ствола направлены вверх и два вниз. Это позволяет компенсировать реактивные силы, действующие на перфоратор.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Масса ВВ одной камеры - 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100 - 160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн.

Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена коняческой формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до 0,15 - 0,3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их



перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Однако разработаны и корпусные перфораторы одноразового действия, в которых легкий корпус из обычной стали используется только лишь для герметизации зарядов при погружении их в скважину.

Перфораторы спускаются на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, опускаемые через НКТ), а также перфораторы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда составляет (в зависимости от типа перфоратора) 25 - 50 г.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятнвным перфоратором достигает 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Рассмотрим устройство корпусного кумулятивного перфоратора ПК-105ДУ (рис. 4.7), нашедшего широкое распространение.

Электрический импульс подается на взрывной патрон 1, находящийся в нижней части перфоратора. При взрыве детонация передается вверх от одного заряда к другому по детонирующему шнуру 2, обвивающему последовательно все заряды.

Корпусные перфораторы позволяют простреливать интервал до 3,5 м за один спуск, корпусные одноразового действия - до 10 м и бескорпусные или так называемые ленточные - до 30 м.

Ленточные перфораторы (рис. 4.8) намного легче корпусных, однако их применение ограничено величинами давления и температуры на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В ленточном перфораторе заряды смонтированы

встеклянных (или из другого материала'), герметичных чашках, которые размещены

вотверстиях длинной стальной ленты с грузом на конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования не применяется. Головка, груз, лента после отстрела извлекаются на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов надо



отнести невозможность контролирования числа отказов, тогда как в корпусных перфораторах такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.

Кумулятивные перфораторы нашли самое широкое распространение. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями. Однако получение достаточно чистых с точки доения фильтрации, и глубоких каналов в породе остается актуальной проблемой и до сих пор. В этом отношении определенным шагом вперед было осуществление пескоструйной перфорации, которая позволяет получить достаточно чистые и глубокие перфорационные каналы в пласте.

15. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является методом вторичного вскрытия продуктивных пластов, при котором разрушение стенок обсадной колонны, цементного камня и породы производится с помощью высокоскоростных гидромониторных струй жидкости, содержащих абразивные включения. обычно в качестве абразива используется крупный кварцевый песок, размером около 100меш или искусственный керамический песок мелких фракций 20/40–30/50меш Данный метод относят к щадящим методам вторичного вскрытия, в связи с его низким отрицательным влиянием на ПЗП. В действительности формирование перфорационных каналов гидромониторной струей не приводит к уплотнению пород, напротив, данный метод способствует снятию напряжений в зоне перфорации и формирует каверны, образующие обширные площади фильтрации флюида. Единственным негативным фактором при выполнении операции может быть воздействие применяемой жидкости на фильтрационно-емкостные свойства пород, составляющих пласт. Этот эффект полностью зависит от применяемых растворов и поддается контролю, путем работы над составом перфорационной жидкости, обязательным включением в рецептуру ингибиторов набухания глин и деэмульгирующих добавок, для предотвращения образования устойчивых эмульсий в пласте. В случае высокой чувствительности пласта к воде возможен переход на жидкости на безводной основе, например РУО или иные безводные растворы, главным требованием к которым будет наличие песконесущей способности и сохранение приемлемой текучести жидкости. Также фактор воздействия перфорационной жидкости на пласт может быть устранен выполнением работ на депрессии, в таком режиме перфорационная жидкость не проникает в пласт. Процесс гидропескоструйной перфорации, обеспечивается подачей нескольких гидромониторных струй перфорационной смеси, через специальные сопла, имеющие необходимый диаметр проходного отверстия (обычно от 1,5 до 5мм), для создания достаточной скорости потока струи необходимо поддерживать соответствующий объемный расход жидкости, подающейся с поверхности насосными агрегатами высокого давления. Выносимый из сопел абразивный наполнитель, обладая большой кинетической энергией ударяется о стенки эксплуатационной колонны на маленькой площади и разрушает их. Отверстия формируются благодаря совокупности абразивного воздействия и гидромониторного эффекта. После формирования отверстия в эксплуатационной колонне, струя перфорационной смеси разрушает цементное кольцо и породу в заколонном пространстве и теряя скорость начинает рассеиваться, производя таким образом намыв каверны вокруг первоначального направления движения потока. Напор жидкости поддерживается в течение времени, необходимого для формирования отверстий на заданную глубину и намыва заколонной каверны. Результатом операции по ГПП является формирование перфорационных каналов, количество которых соответствует количеству специальных сопел, диаметр отверстий в колонне составляет от 6 до 20мм, глубина формируемых каналов в ПЗП может составлять от 0,3 до 1,5м вместе с формируемой каверной. Обычно, в процессе перфорации производится резка нескольких «станций» (станция — это один цикл резки с установкой прибора на определенной глубине), таким образом, чтобы суммарное количество перфорационных отверстий обеспечивало необходимую площадь вскрытия пласта. Вскрытие пластов методом ГПП может производиться двумя способами, путем спуска гидропескоструйного перфоратора на компоновке насосно-компрессорных труб, или путем спуска на колонне гибких насосно-компрессорных труб. Принципиальная разница методов заключается в том, что гибкие трубы позволяют с легкостью выполнять работы на депрессии, а также позволяют достигать существенно больших глубин спуска в горизонтальных скважинах. Работы по ГПП характеризуются довольно высокими значениями нагнетательного давления в трубах, а также наличием рисков прихвата КНК в случае не качественного выноса и удаления абразивного наполнителя из интервалов размещения инструмента. Данные факторы зачастую являются ограничивающими факторами для использования технологии ГПП. То есть, в случае наличия оснований предполагать, что во время производства работ давление нагнетания может превысить допустимые технические пределы, или есть объективный риск, того, что качественный вынос проппанта организовать не удастся, например ввиду частичной потери циркуляции в скважине из-за поглощения раствора, целесообразно рассмотреть другие способы выполнения перфорации. Рассматривая применимость гидропескоструйной перфорации на газодобывающих скважинах, с аномально высоким пластовым давлением, необходимо оценить основные технологические факторы, оказывающие существенное влияние на характер внутрискважинных работ, на данной категории скважин, а именно: − Чувствительность газовых коллекторов к воздействию воды − Склонность к поглощению растворов. − Высокие коэффициенты трения инструмента о стенки эксплуатационной колонны при СПО − Сложные конструкции скважин (горизонтальные хвостовики с малыми диаметрами) − Высокие коэффициенты аномальности пластов (K-1,6–1,9 для Ачимовских и Юрских отложений).