Технический проект сооружений разведочно-эксплуатационной скважины для водоснабжения

Пулевые перфораторы разделены на два вида: 1) с горизонтальными стволами, когда длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; 2) с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания их полету направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены два или четыре вертикальных канала, каморы с ВВ. Стволы камор заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока, срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс. В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4-5 г), поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65-145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала- 12,5 мм.

Пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном. В каждой секции два ствола направлены вверх и это компенсирует реактивные силы, действующие на перфоратор в момент выстрела. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах составляет 600-800 МПа. Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов. 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 одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей 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 пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовой медью 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 (0,15- 0,3) 106 МПа. При выстреле 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.

Кумулятивные перфораторы разделяются на корпусные и бескорпусные (ленточные). Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Перфораторы спускают на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, спускаемые через НКТ), а также 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 (в зависимости от типа перфоратора) 25-50 г.

Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах - снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках - пулевую.

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

Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако, их применение ограничено давлением и температурой на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В таких перфораторах заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала) герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом па конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования ее не применяют. Головку, груз, ленту после отстрела извлекают на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов относится невозможность контроля числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.

Кумулятивные перфораторы наиболее распространены. 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.

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом. Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком. Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.

Гидроразрыв пласта

Гидроразрыв пласта (ГРП) - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин.

Метод заключается в создании высоко проводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.

Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент - проппант (обработанный кварцевый песок), в карбонатных - кислота, которая разъедает стенки созданной трещины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.

Как отмечается в специализированных источниках по теме, проведение первого в мире ГРП приписывается компании Halliburton, выполнившей его в США в 1949 году. В качестве жидкости разрыва в тот момент использовалась техническая вода, в качестве расклинивающего агента - речной песок. Приблизительно в то же время уже проводились ГРП и в СССР, разработчиками теоретической основы явились советские ученые Христианович С. А., Желтов Ю. П. (1953 год), также оказавшими значительное влияние на развитие ГРП в мире. ГРП используют также для добычи метана из угольных пластов, а также сланцевого газа. Впервые в мире гидроразрыв угольного пласта был произведен в 1954 году в Донбассе.

Обычно на проведении ГРП и других методов интенсификации нефтедобычи специализируются сервисные нефтяные компании.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем.

Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования скважины позволяют определять количество жидкости и давления, необходимые для проведения разрыва, а также судить о качестве проведенного разрыва, об изменениях проницаемости призабойной зоны после разрыва.

Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробок и отмывают стенки от загрязняющих отложений. В ряде случаев перед гидроразрывом целесообразно проводить соляно кислотную обработку или дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Наилучшим из этих мероприятий является гидропескоструйная перфорация интервала, намеченного для разрыва. При этом все операции по гидропескоструйной перфорации проводятся теми же средствами и оборудованием, что и сам гидравлический .разрыв.

В промытую, очищенную и проверенную специальным шаблоном скважину спускают трубы диаметром 89 -1 14 мм, по которым жидкость разрыва подается на забой. Трубы меньшего диаметра для гидравлического разрыва применять не следует, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.

Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части. При этом давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера. При значительных давлениях, создаваемых в процессе гидравлического разрыва пласта, на пакер снизу вверх действуют большие усилия.

Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления на трубах устанавливают гидравлический якорь. При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршеньки в якоре, выдвигает их из гнезд и прижимает к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршеньки будут прижиматься к колонне. Кольцевые грани на торце поршеньков, врезаясь в колонну, будут оказывать тормозящее действие на движение насосно-компрессорных труб.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низко проницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30--50 м.

Глубоко проникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 ? 10-3 мкм2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП. В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП. С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982--94, свыше 2400 м -- искусственные средне прочностные по ТУ 39-014700-02--92 и высоко прочностные по ТУ 39-1565--91 расклинивающие материалы (проппанты). Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.

Таблица 1 Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

k 10-3 мкм2	100	10	1	0.5	0.1	0.05
L, м	40-65	50-90	100-190	135-250	250-415	320-500

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

- вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

- обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

- не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

- обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

- легко удаляться из пласта после проведения процесса;

- обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать: темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка (проппанта) в суспензии.

При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.

После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:

Рабочее давление, МПа - <20 20-56 56-65 >65

Коэффициент запаса прочности - 1,5 1,4 1,3 1,25

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

Стоит отметить, что проблема повышенного образования мехпримесей и высокой концентрации взвешенных частиц в добываемой жидкости в последние годы стала едва ли не самым существенным осложняющим механизированную добычу фактором. Это неизбежная и вполне осознаваемая жертва, на которую приходится идти при применении ГРП и повышения депрессии на пласты для увеличения дебитов скважин. Более того, значительную долю наблюдаемых мехпримесей составляют соли и элементы коррозии, что вынуждает вести борьбу с целым комплексом осложнений.

К средствам ведения этой борьбы сегодня относятся как специальные материалы и варианты исполнения, повышающие износостойкость глубинно-насосных установок, так и различные виды дополнительного скважинного и поверхностного оборудования, а также целый набор физико-химических методов и организационных решений.

Соляно - кислотная обработка призабойной зоны и фильтров скважин

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к стволу. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок:

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.

При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

При очистке фильтра химическим способом, в скважину сначала заливается сильная кислота, которая растворяет отложения на фильтре, после чего также возможна м механическая очистка или сразу прокачка воды до чистой.

Нужно понимать, что кислота не вымоется полностью из скважины ни в процессе ее промывки, ни даже через день два эксплуатации. Поэтому, для водяных скважин питьевой воды после химической очистки нужно обязательно обеспечить непрерывный забор воды из скважины в течение длительного времени (как минимум в течение 12 часов), и в течение следующих нескольких дней не следует употреблять воду из скважины для приготовления пищи.

Перед проведением работ важно также убедиться в том, что кислота, используемая для промывки фильтра, не уничтожит сам фильтр (для этого нужно точно знать, из какого материала он сделан).

Методы механической очистки фильтров скважин

При реакции фильтра с водой в скважине на сетке, из которой сделан фильтр (обычно это сетка из нержавеющей стали), образуются наросты из отложений, содержащихся в воде. Постепенно фильтр "зарастает" и его пропускная способность уменьшается, что приводит к уменьшению объема воды, который можно добыть из скважины за единицу времени. Прогнозировать это явление поможет детальный анализ воды из скважины при ее устройстве. Этот же анализ поможет также определить способ, как и с какой периодичностью лечить эту проблему.

Симптомы при возникновении этой проблемы такие же, как и при заиливании фильтра скважины - дебит заметно уменьшается, вода при этом подается чистая. К сожалению, точно определить причину (выбрать одну из двух) снижения дебита при таких симптомах в большинстве случаев практически невозможно, поэтому при уменьшении дебита всегда предлагают прочистку фильтра с одновременной промывкой под давлением (что решает и проблему заиливания фильтра).

Существует два способа очистки сетки скважинного фильтра от отложений: механический и химический. Оба способа в принципе относительно безопасны для скважины, а потому, зарастание фильтра, пожалуй, единственный случай, когда ремонт песчаной скважины действительно эффективен и имеет какой-либо смысл в долгосрочной перспективе.

Очистка скважинного фильтра от отложений механическим способом. В скважину опускается специальный ерш с металлическим ворсом. Эффективность процедуры возрастает, если ерш также оборудован системой подачи воды под давлением мелкими струйками, но в этом случае создается давление на фильтр и возникает риск его разрушения.

Ваккумирование скважин

Ваккумирование скважин - это способ увеличения дебита гидрогеологических скважин в породах с низкими фильтрационными свойствами за счёт создания в них вакуума.

Ваккумирование скважин осуществляется подключением забивных и восстающих (реже водопонижающих и горизонтальных) дренажных скважин к вакуумному коллектору, в котором разрежение поддерживается вакуумной установкой. Для забивных и восстающих вакуум-скважин наибольший дренажный эффект достигается при комбинировании их с аэрирующими скважинами, по которым воздух поступает в горные породы, расположенные выше депрессионной поверхности подземных вод. Ваккумирование скважин примерно в 2,5 раза увеличивает их дебит

Список литературы

1. Башкатов Д.Н., Сулакшин С.С., Драхис С.Л., Квашин Г.П. Справочник по бурению скважин на воду. - М.: Недра, 1979. - 560 с.

2. Бурении скважин и горноразведочные работы: методические указания. - Томск: ТПИ им. С.М.Кирова, 1990 - 23 с

3. Дубровский В.В., Керченский М.М., Плохов В.Н. и др. Справочник по бурению и оборудованию скважин на воду. - М.: Недра, 1972, 512 с.

4. Солонин Б.Н. Краткий справочник по проектированию и бурению скважин на воду. - М.: Недра, 1973. - 107 с.

5. Специальные работы при бурении и оборудовании скважина на воду / Д.Н. Башкатов Д.Н., Драхлис С.Л., Сафонов В.В., Квашин Г.П. - М.: Недра, 1988. - 268 с.

6. Справочник по бурению геологоразведочных скважин / под ред. Е.А, Козловского. - СПб.: ООО «Недра», 2000. - 712 с.

7. Шестеров В.Н. Проведение геологоразведочных выработок: методические указания. - Томск: ТПУ, 2006. - 58 с.

8. Комиссаров С.В. Методы увеличения дебита буровых скважин на воду. - М.: Госгеотехиздат, 1959. - 95 с.

9. Гаврилко В.М., Алексеев В.С. Фильтры буровых скважин. 2-е изд. - М.: Недра, 1985. - 334 с.

10. Покровский Д.С., Дутова Е.М. Рогов Г.М., Вологдина И.В. и др. Минеральные новообразования на водозаборах Томской области // под ред. Д.С. Покровского. - Томск: Изд - во НТЛ, 2022. - 176 с.

Размещено на Allbest.ru