Перфорация скважин

Размещено на http://allbest.ru/

Введение

Одной из операций в процессе закачивания скважины является спуск и цементирование обсадной колонны. Выполнение данной операции обусловлено необходимостью разобщения всех пород-коллекторов, вскрытых скважиной для обеспечения ее дальнейшей нормальной эксплуатации. Для вызова притока пластового флюида из пласта коллектора необходимо обеспечить наличие устойчивой гидросвязи в системе скважина - пласт.

Именно для этой цели предназначены перфорационные кумулятивные системы. Основное назначение кумулятивных перфораторов - пробитие отверстий в обсадной колонне и цементном кольце. Процесс создания этих отверстий и называется перфорацией. 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 называется перфорацией.

Эти отверстия используются как для извлечения пластового флюида, так и для закачки в пласт или затрубное пространство воды, газа, цемента и др. агентов. Применяется также перфорация прихваченной бурильной колонны с целью восстановления циркуляции. Основной вид перфорации скважины - кумулятивный, а пескоструйная и пулевая перфорация применяются редко. Главной целью использования современных перфораторов является обеспечение эффективной связи между продуктивным пластом и стволом скважины. Для достижения этой связи перфоратор пробивает геометрическую систему каналов через обсадную колонну, цементное покрытие и в продуктивном пласте. Глубина перфорации в пласте зависит от типа и размера перфоратора, физических характеристик коллектора и напряженного состояния пласта. Глубина может изменятся от нескольких до десяти и более дюймов.



1. Общее представление о перфорации и перфораторах

Типичный перфоратор, такой как показа на Рис. 1.1, состоит из набора зарядов взрывчатого вещества, носителя зарядов, детонирующего шнура и детонатора. Кумулятивные заряды заряжаются в носитель и плотно крепятся к детонирующему шнуру, к одному из концов которого присоединяется детонатор. Локатор муфт обсадной колонны, установленный на верхней части перфоратора, используется для точного определения глубины нахождения перфоратора в стволе скважины. Перфоратор опускается в скважину на каротажном кабеле на ту глубину, где нужна перфорация. Через электрическую жилу кабеля активируется детонатор. Детонатор генерирует ударную волну, которая инициирует взрыв детонирующего шнура, последовательно взрывающего перфорационные заряды (см. Рис 1.2.). Перфоратор - это последовательное взрывное устройство. Он состоит из серий взрывчатых компонентов, созданных для работы в заранее установленной и рассчитанной по времени последовательности. Реакция одного компонента в серии или цепи приводит к возникновению реакции в следующем компоненте, и, в итоге, совершает перфорацию обсадной колонны и цемента.

Инициировав взрывную последовательность, её невозможно остановить, так как время выполнения всей последовательности от взрыва детонатора до пробития отверстий составляет несколько микросекунд. Разработка, создание оборудования и планирование работы имеют очень важное значение. Плохая проектировка и неадекватное планирование может стать причиной безрезультатной перфорации, которая не позволит добиться желаемых результатов.



Рис. 1.1. Устройство перфоратора Рис. 1.2. Перфорация скважины

Конечной целью перфорации является обеспечение эффективной связи в системе скважина-пласт. Это обеспечит выполнение поставленных целей и реализацию максимальной выгоды. Для планирования эффективных работ по перфорации должны быть известны тип вскрытия, характеристики пластов и условия в стволе скважины. Также должны быть учтены типы доступного перфорационного оборудования и виды работ, для которых они были созданы. Эти факторы определяют оборудование и технику работы, которые будут использованы. Для работы нужен знающий опытный персонал. Все это необходимо для обеспечения оптимальной производительности труда.



2. Перфораторы

Как упоминалось в разделе 1, перфоратор состоит из набора перфорационных зарядов, носителя зарядов, детонирующего шнура и детонатора. Это представляет собой взрывную цепь из серии взрывчатых компонентов (детонатор - детонирующий шнур - заряд) увеличивающегося размера и уменьшающейся чувствительности. Эта глава представляет собой описание различных типов носителей зарядов, их преимуществ и ограничений. Менее подробно здесь обсуждаются заряды, но в то же время дается подробное описание детонирующего шнура и детонаторов.

2.1 Типы носителей зарядов

Перфораторы и носители зарядов разделены по области применения на две большие категории: перфораторы обсадных труб и перфораторы, спускаемые через НКТ. Перфораторы обсадных труб используются для образования отверстий в обсадных колоннах большого диаметра. Все они извлекаемые некоторые из них предназначены для многократного использования. Перфораторы, спускаемые через НКТ, используются для перфорации обсадной колонны ниже колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонны содержащей сужения, которые препятствуют прохождению перфораторов большого диаметра, а также когда насосно-компрессорная труба используется в качестве обсадной колонны. Некоторые перфораторы, спускаемые через НКТ, являются извлекаемыми, однако среди них нет моделей для многократного использования.

2.2 Перфораторы обсадных труб

Перфоратор обсадных труб состоит из толстостенного цилиндрического корпуса, в который помещаются заряды. Концы этого корпуса загерметизированы для того, чтобы защитить заряды от действия скважинных флюидов и давлений. Заряды взрываются через окна перфоратора, закрытые пробками, или тонкостенные участки корпуса перфоратора. Окна перфоратора представляют собой отверстия, просверленные в стенке корпуса, и закупоренные тонкими металлическими, плотно подогнанными пробками с уплотнителем. Тонкостенные участки - это утоненные области, которые были выточены в стенке корпуса перфоратора. На Рис. 2.1. и 2.2. показаны: перфоратор с загерметизированными окнами и перфоратор с тонкостенными участками. Производительность заряда возрастает за счет относительно тонкого слоя металла в пробках или в тонкостенных участках. Кроме того, за счет небольшой толщины пробки, заусенец, образуемый кумулятивной струей на внешней стороне корпуса перфоратора, становится наименьшим. При использовании перфоратора с тонкостенными участками, заусенец совсем не выступает за внешнюю сторону корпуса перфоратора. Перфоратор извлекается из скважины после отстрела, и в случае использования пробок, они меняются, в корпус заряжаются новые заряды, и перфоратор используется повторно. Относительно большой диаметр перфоратора обсадных труб позволяет устанавливать в него широкий круг зарядов. Следовательно, такие параметры конструкции зарядов как диаметр облицовки, высота головки и зазор могут быть выбраны для обеспечения оптимальной производительности их предполагаемого применения.

Осколки зарядов остаются в корпусе и извлекаются из скважины, что предотвращает засорение скважины и возникновение препятствий на пути потока флюида. Так как стальная стенка корпуса перфоратора поглощает большую часть ударной волны после детонации заряда, то обсадная колонна и цемент защищены от повреждений. Корпус перфоратора немного утолщается вследствие давлений, возникающих в процессе детонации заряда, поэтому диаметр перфоратора многократного использования после очередного прострела замеряют для того, чтобы убедиться в том, что он не превышает допустимых пределов. В случае превышения значений этих пределов перфоратор бракуется. Для того чтобы обеспечить многообразие эффективных моделей перфораторов, в настоящее время созданы перфораторы с широким выбором фазировки и плотности перфорации. Под фазировкой понимается угловая мера между двумя соседними зарядами, в случае если они установлены в плоскости перпендикулярной оси перфоратора. Наиболее часто применяемые фазировки: 0°, 60°, 90°, 120° и 180°. На Рис. 2.1. изображен перфоратор с 900 фазировкой. Фазировка также может быть спиральной, как показано на Рис. 2.2. Плотность перфорации означает количество отверстий, расположенных в вертикальном интервале длиной в один фут. Наиболее часто встречающиеся значения плотности перфорации составляют от 1 до 16 отверстий на фут (Shoots Per Foot) (3-52 отв/м). Перфораторы обсадных труб могут соединяться в сборки различной длины. Для перфорации интервалов больших, чем длина одной секции перфоратора. Существуют также специальные заряды для работы в областях высоких температур.

Главные ограничения перфораторов обсадных труб относятся к их размерам и прочности. Они не могут использоваться в скважинах, имеющих сужения или винтообразные изгибы обсадной колонны, а также если обсадная колонна сдавлена.

2.3 Перфораторы, спускаемые через НКТ

перфоратор скважина взрывной давление

В перфораторах, спускаемых через НКТ, применяются несколько носителей зарядов, один из которых представляет собой полый корпус. Корпусной перфоратор, спускаемый через НКТ, показанный на Рис. 2.3, является, по существу, версией перфоратора обсадных труб малого диаметра, и, соответственно, он обладает аналогичными преимуществами.



Рис. 2.1. Корпусной перфоратор обсадных труб с герметизируемыми окнами.

Рис. 2.2. Корпусной перфоратор обсадных труб с уменьшенной толщиной стенки в месте установки заряда

Среди них: защита зарядов от скважинных давлений и флюидов, поглощение ударной волны от детонации зарядов и извлечение осколков зарядов из скважины. Однако из-за малого размера таких перфораторов, в них должны использоваться заряды малых размеров. Таким образом, диаметр пробиваемых отверстий и глубина пробиваемого канала этих перфораторов уменьшаются, по сравнению с перфоратором обсадных труб. Перфораторы этого типа не могут быть повторно использованы, так как происходит прострел тонкостенных участков корпуса перфоратора. Фазировка обычно принимается равной 0° или 180°; плотность перфорации изменяется от 1 до 6 отверстий на фут (spf) (3-20 отв/м).

Рис. 2.3. Корпусный перфоратор, спускаемый через НКТ.

Для достижения меньших размеров перфоратора, при необходимости прохождения его через участки скважин малых диаметров, а также для обеспечения эластичности при прохождении через винтообразные изгибы колонны, используются другие виды носителей зарядов, спускаемых через НКТ. На Рис.2.4. и 2.5. изображены ленточный и кабельный носители зарядов.

Ленточный носитель зарядов состоит из металлической ленты с выштампованными отверстиями для установки зарядов. Эти ленты изготавливаются фиксированной длины, но могут быть разрезаны для получения нужной длины перфоратора. Их фазировка может быть 0° или 180°, а плотность перфорации изменяется от 1 до 6 отверстий на фут (3-20 отв/м).

Кабельный носитель зарядов состоит из нескольких отрезков жесткой проволоки, которые в собранном состоянии способны удерживать заряды. Кабель поставляется длинными отрезками и может быть нарезан на длину, которая требуется для данного вида работ. Фазировка и плотность перфорации у этого типа носителя зарядов такая же, как у ленточного.

В дополнение к их эластичности, ленточные и кабельные перфораторы являются относительно легкими, и поэтому могут быть соединены в длинные гирлянды для одновременной перфорации нескольких интервалов или интервалов большой мощности. Максимальная длина этих гирлянд обычно определяется высотой бурового станка или характеристиками устьевого оборудования скважины. Более того, в перфораторах ленточного и кабельного типа, спускаемых через НКТ, могут использоваться заряды большого размера, из-за отсутствия корпуса, ограничивающего их установку. Корпуса этих зарядов должны поглощать и ударную волну и давление, возникшие в результате детонации, однако часть осколков зарядов остается после перфорации в скважине.

Рис. 2.4. ленточный перфоратор



Рис. 2.5. Перфоратор с кабельным носителем

Так как заряды подвержены влиянию скважинных флюидов, показатели максимально; допустимых давления и температуры для них в общем случае ниже, чем при использовании в корпусных перфораторах. Для данного типа перфораторов используются специальные заряды, предназначенные для работы при высоких температурах.

2.4 Детонирующий шнур

Детонирующий шнур осуществляет передачу детонации от детонатора кумулятивным зарядом.

Детонирующий шнур произошел от запала, используемого для детонации дымного пороха. Одной из причин, по которой дымный порох был раньше широко распространен во взрывных работах, было его легкое инициирование. Дымный порох является относительно нечувствительным к удару и трению веществом, но он легко поджигается пламенем или при нагревании.

Когда дымный порох впервые начал применяться как взрывная смесь, было опробовано множество способов его инициирования. В одном способе использовалась горелка или горячий железный прут для поджигания пороховой дорожки, ведущей к основному заряду. Другой способ состоял в зажигании какого ни будь медленногорящего запала, например, пропитанной серой шерстяной нити, которая вела к заполненной порохом соломинке или полому стеблю тростника, который, в свою очередь, был соединен с основным зарядом. Похожим способом использовались крупные гусиные перья, но без запала. Не нужно говорить о том, что все эти способы были неоднозначны, ненадежны и часто опасны.

В 1831 г. Уильям Бикфорд (William Bickford), торговец кожей из г. Корнуолла в Англии, раз; работал Безопасный Шахтерский Запал. Он состоял из длинной сердцевины, заполненной дымным мелкозернистым порохом, обернутой крепким джутовым шпагатом; все это обмакивалось в нагретый лак для водостойкости. По сравнению с ранее существовавшими метода; ми инициирования, безопасный запал был более надежный и водостойкий: более точно определялось время его горения, а также его работа была более последовательна.

Детонирующий шнур похож на безопасный запал, однако в его состав вместо дымного пороха входят бризантные взрывчатые вещества. Первой успешной сборкой детонирующего шнура была свинцовая трубка малого диаметра, заполненная ТНТ. Это устройство было изобретено в 1907 г. Льюисом Леером (Louis L'heure) во Франции и названо детонирующим шнуром (cordeau detonant).

Современная версия детонирующего шнура была разработана в 1937 г. Исходный шнур содержит сердцевину из пентаэритритола тетранитрата (PETN), которая покрыта тканевой оплеткой, на которую наносится водонепроницаемое покрытие. В настоящее время сердцевина может быть заполнена следующими веществами: PETN, RDX, HMX, HNS, PYX или некоторыми другими подходящими бризантными веществами. Значения скоростей их детонации изменяются примерно от 5500 м/с до 7100 м/с; так, например, заряды в секции перфоратора длиной 10 футов (3 м) обычно детонируются за 600 мс, или меньше, после срабатывания детонатора.

Оплетка шнура делается из текстильного, вискозного/полиэстерного или специального материала, обладающего малой усадкой и покрытого стойкой к флюидам наружной оболочкой: полиэтиленом, нейлоном, силиконом, тефлоном (политетрафторэтиленом) или свинцом. Силикон является стойким к наиболее коррозийным скважинным флюидам, в то время как тефлон может выдерживать очень высокие температуры. Внешние диаметры детонирующих шнуров изменяются приблизительно от 0.10 дюймов (2,54 мм) до приблизительно 0.25 дюймов (6,35 мм).

2.5 Детонаторы

Детонаторы, используемые в перфораторах, спускаемых на кабеле, приводятся в действие электрическим током. Ток генерируется на поверхности земли генератором перфораторной панели и передается в скважину по каротажному кабелю.

Появление электрических детонаторов относится к 1745 г., когда англичанин Уотсон ( Dr. Watson) впервые инициировал дымный порох электрической искрой. Источником таких искр служила лейденская банка, разновидность конденсатора с параллельными пластинами. В 1750 г. Бенджамин Франклин (Benjamin Franklin) развил этот способ, сжав дымный порох в контейнер, что привело к более быстрому и надежному инициированию.

Хотя работа над электрическими детонаторами продолжалась до 1878 г., очень немногие разработки нашли свое практическое применение. В 1878 г. американец Х. Джулиус Смит (H.Julius Smith) изобрел первую взрывную машинку хорошего качества. В её состав входил ручной генератор, который вырабатывал ток для детонатора с мостиком накаливания.

Эти ранние конструкции детонаторов состояли из металлических капсул, открытых с одного конца и заполненных взрывчатым веществом и смесью фульмината ртути. Плати; новый мостик накаливания был запаян между двумя ножками или свинцовыми проводами, изолированными хлопковой нитью. Мостик накаливания располагался одним концом в открытой стороне капсулы с зажигательной смесью, а другим - в запаянной стороне капсулы с серой. Битуминозная смесь служила водоупорной оболочкой для всей установки. Электрический ток, проходивший через мостик накаливания, способствовал выделению на нем тепла, необходимого для инициирования зажигательной смеси и, таким образом, производил детонацию основного заряда.

В 1939 г. появился современный электрический детонатор. Детонатор, использующийся в настоящее время, включает в себя нихромовый мостик накаливания, медные ножки, изолированные пластиком, и резиновую пробку, которая закрепляет положение ножек и герметизирует взрывчатое вещество. Металлический шунт, подключаемый к ножкам детонатора, служит для уменьшения вероятности случайного срабатывания детонатора. Капсула сделана из алюминия, бронзы или стали, и снаружи закрыта резиновой пробкой.

Зажигательная смесь, инициирующий заряд и основной заряд находятся в капсуле. Под действием тепла, выделившегося на мостике накаливания, загорается зажигательная смесь и инициирует инициирующий заряд. Инициирующий заряд нужен для детонации основного взрывчатого вещества с низкой чувствительностью, которое обычно представлено такими бризантными взрывчатыми веществами, как RDX, HMX, HNS.

Длина детонаторов изменяется приблизительно от 1 до 3 дюймов (25,4;76,2 мм), а диаметр от 0,25 до 0,30 дюймов (6,35;7,62 мм). Типичный электрический детонатор показан на Рис. 2.6.

Все перфораторы разделяются по области применения на перфораторы обсадных труб и перфораторы, спускаемые через НКТ. Корпус перфоратора защищает заряды от непосредственного контакта со скважинной жидкостью, гидростатического давления, высоких температур и предохраняет обсадную колонну или НКТ от повреждений, которые могут возникнуть в результате детонатационного воздействия. В корпусе извлекается большая часть осколков зарядов из скважины. Ленточные и кабельные носители зарядов способны работать в скважинах малого диаметра или её сужениях, а также при искривленной форме колонны. При своем малом весе они могут быть использованы для одновременной перфорации больших интервалов и различных зон. Выбор заряда основывается на размере и типе перфоратора и на требующихся размерах пробиваемого отверстия.

Детонирующий шнур содержит сердцевину из бризантного взрывчатого вещества, часто того же типа, что используется в заряде. Детонатор содержит зажигательную смесь, инициирующий заряд и основной заряд; он приводится в действие электрическим током, проходящим через каротажный кабель.

Рис. 2.6. Электрический детонатор.



3. Эффективное планирование прострелочно-взрывных работ

Ключом к проведению эффективных прострелочно-взрывных работ служит планирование. Планирование должно проводиться перед прострелочно-взрывными работами, но ни в коем случае не в их процессе. Это обеспечит наилучшие условия для выбора оборудования и методики проведения прострелочно-взрывных работ.

При планировании эффективных работ следует учитывать характеристики пласта, который предполагается перфорировать, метод, который будет использоваться для закачивания скважины, оборудование, которое будет находиться в скважине, и ожидаемые условия в ней во время проведения перфорации. Следующим шагом идет изучение и выбор из всего доступного спектра оборудования и методов проведения данных работ, наиболее подходящих для выполнения поставленной задачи.

3.1 Характеристики пласта

За характеристики пласта принимается следующий набор параметров: глубина, литологический состав (песчаник, известняк, доломит), тип порового флюида (газ, нефть, вода) и давление. Если по каким то соображениям решено, что перфорация пласта будет проводиться кумулятивными зарядами, то в этом случае должны быть известны, или хотя бы оценены, объемная скорость звука в пласте, его объемная плотность и сопротивление сжатию.

Любая другая, имеющая отношение к делу, информация должна собираться и учитываться. Это зона трещиноватости? Содержит ли она прослои глинистого сланца? Этот пласт повторно перфорируется? Перфорировался ли этот же самый интервал в ближайшей скважине, и если да, то каковы были характеристики породы, какова была цель проводимых работ, каковы были условия в скважине и использованные оборудование и техника, каковы были результаты проведенной работы?

Эта информация о пласте может дать общие представления о необходимом типе перфоратора, зарядов и оборудования для контроля давления. Поэтому, перед принятием решения, необходимо детально изучить цели работы и условия в скважине.

3.2 Состояние скважины

Характеристики пласта, вид задачи для закачивания скважины определяют геометрические факторы перфорации, используемой перфорационной системы. С другой стороны, условия в скважине обычно определяют размер и тип используемого перфоратора, а также играют значительную роль в эффективности прострелочно-взрывных работ.

Под состоянием скважины понимаются следующие характеристики: тип, размер и состояние эксплуатационной колонны и НКТ скважины и иной аппаратуры, наличие узких участков и винтообразных изгибов НКТ; любые отклонения или резкие искривления ствола скважины; тип и уровень скважинных флюидов. Также следует учитывать глубину и температуру на забое скважины. Необходимо уделить внимание любым другим скважинным условиям, которые могут повлиять на ход перфорационных работ; например, высота буровой вышки может ограничить максимальную длину используемого перфоратора.

3.3 Скважинное оборудование

Размер труб и их внутренние утолщения на муфтах определяют максимальный внешний диаметр используемого перфоратора. При наличии винтообразных изгибов колонны, её резких отклонений или искривлений, вместо корпусных моделей перфораторов должны использоваться ленточные перфораторы или перфораторы с кабельным носителем. Для установки пакера или пробки, или оценки диаметра входного отверстия в обсадной колонне, которое пробьет заряд, должен быть известен тип обсадной колонны или значение напряжения текучести её материала.

В случае плохого состояния обсадных труб и сцепления цемента желательно использовать корпусные модели перфораторов, для защиты труб от возможных повреждений. Если при этих условиях использование корпусного перфоратора не представляется возможным, то в скважине должна присутствовать жидкость, смягчающая удар от взрыва зарядов по трубам обсадной колонны.

3.4 Выбор модели перфоратора

После того как характеристики пласта и условия скважины были изучены, можно произвести выбор перфорационной системы. В Табл. 3.1. перечислены главные категории перфораторов, их основные достоинства и области применения. В Табл. 3.2. перечислены важнейшие физические характеристики этих категорий перфораторов. В настоящее время существует множество фирм-производителей перфорационных систем и кумулятивных зарядов к ним. В этом разделе приведена таблица, содержащая большой спектр кумулятивных зарядов для различных типов перфораторов, выпускающих оборудование для перфорации скважин.



Табл. 3.1. Особенности и области применения перфораторов



Табл. 3.2. Сводная таблица характеристик перфораторов

3.5 Контроль глубин

Чрезвычайно важным фактором перфорационных работ является способность точно определять глубину перфоратора. Если перфоратор не должным образом расположен с учетом глубины, то будет прострелян незапланированный интервал, и вся работа будет забракована в независимости от того, как хорошо она была спланирована и спроектирована.

Операция, посредством которой устанавливаются и подтверждаются показания глубины с перфораторной панели и определяется глубина нахождения перфоратора, обычно называется контролем глубин. Сопоставление показаний глубины обычно называется привязкой и включает корреляцию каротажных диаграмм. Глубина перфоратора отображается в реальном времени на устройстве индикации перфораторной панели.

При контроле глубин используются данные исследований, проведенных до спуска в скважину обсадной колонны. Наиболее часто используются данные гамма, нейтронного и гамма-нейтронного каротажа в открытом стволе, так как эти же исследования можно проводить и в закрытом стволе. В закрытом стволе эти исследования проводят вместе с записью диаграммы локатора муфт, которая отображает глубину муфт обсадной колонны. На Рис. 3.1. и 3.2. показано, каким образом диаграмма гамма каротажа и локатора муфт используются для привязки системы глубин. Описание общей методики выполнения этой операции будет предложено читателю далее.

Для того чтобы понять, как устанавливается система глубин, представим себе, что в от; крытом стволе проводился гамма-каротаж. За нулевую глубину берется муфта ротора. Расстояние между муфтой ротора и фланцем головки Брадена записывается на диаграмму.

Рис. 3.1. Привязка системы глубин путем сопоставления совместного гамма)каротажа в закрытом стволе с диаграммой гамма) каротажа в открытом стволе.

a. Диаграмма гамма-каротажа в открытом стволе.

b. Диаграмма гамма-каротажа и локатора муфт, записанная до регулировки глубин. Кривая расположена на 2 фута (0,6 м) выше, чем кривая ГК в открытом стволе.

c. Диаграмма гамма-каротажа в открытом стволе (то же, что и a).

d. Диаграмма гамма)каротажа и локатора муфт, выполненная после регулировки системы глубин на 2 фута глубже. Кривая ГК расположена на одном уровне с кривой.

Рис. 3.2. Привязка системы глубин, путем сопоставления диаграммы локатора муфт в закрытом стволе с диаграммой совместного гамма-каротажа в закрытом стволе.



a. Корреляционная диаграмма та же самая диаграмма, что и на Рис. 7.6. d.

b. Диаграмма локатора муфт, полученная с помощью локатора муфт, прикрепленного к перфоратору перед регулировкой системы глубин. Кривая расположена на 3 фута (0,9 м) ниже, чем корреляционная диаграмма.

c. Корреляционная диаграмма (то же, что и a).

d. Диаграмма локатора муфт, выполненная после регулировки системы глубин для записи на 3 фута выше. Кривая расположена на одном уровне с корреляционной диаграммой. Диаграмма локатора муфт выступает в роли диаграммы для привязки перфорации.

Для проведения записи совместной диаграммы кривых локатора муфт и гамма; каротажа в закрытом стволе необходимо сделать некоторые приготовления. К моменту проведения этих работ буровая установка обычно демонтируется, и муфта ротора больше не представляет собой точный нуль системы глубин. Так как расстояние между муфтой ротора и фланцем головки Брадена известно, то фланец головки Брадена может быть принят второстепенным нулем системы глубин. Обычно в этом методе появляется незначительная погрешность, и поэтому требуется сопоставление данных гамма каротажа в открытом и закрытом стволе.

После того как каротажный прибор опускается на необходимую глубину в скважину, проводится запись в коротком интервале. Предпочтительно выбирать интервал, содержащий короткий патрубок обсадной колонны, так как эта часть обсадной колонны служит удобным репером на кривой локатора муфт. Кривая гамма каротажа в за; крытом стволе сопоставляется с кривой гамма каротажа в открытом стволе, и после этого сравниваются глубины. Если кривая в закрытом стволе проходит на x футов глубже по отношению к кривой в открытом стволе, тогда система глубин должна быть перенастроена на x футов меньше. С другой стороны, если кривая в закрытом стволе проходит на x футов выше по отношению к кривой в открытом стволе, в этом случае регулировку системы необходимо произвести на x футов больше.

Теперь система глубин правильно настроена для записи достоверных показаний по отношению к каротажу в открытом стволе. Для проверки, в том же интервале записывают совместную диаграмму кривых локатора муфт и гамма каротажа и сопоставляют её с результатами гамма каротажа в открытом стволе. Если сопоставление оказывается не точным, система должна быть перенастроена, и операцию проверки необходимо повторить. После того как система глубин будет настроена, нужный интервал на каротажной диаграмме будет содержать истинные значения глубины. Полученная диаграмма носит название корреляционной диаграммы.

В ходе выполнения ПВ, перфоратор спускается в скважину совместно с локатором муфт. Также как и при проведении гамма; каротажа, устанавливается ноль перфоратора во фланце головки Брадена, для использования её в качестве дополнительного источника для контроля глубин. Перфоратор опускается на нужную глубину и проводится исследование короткого интервала. Если на корреляционной диаграмме было отмечено короткое соединение обсадных труб, тогда интервал записи должен содержать это соединение. Аналогично проведению сопоставления и регулировки глубины при использовании каротажа в закрытом стволе и гамма каротажа в открытом стволе, производится сопоставление диаграммы локатора муфт с корреляционной диаграммой и точная регулировка системы глубин. При проведении этих работ диаграмма локатора муфт называется диаграммой для привязки перфорации.

После этого перфоратор опускается на интервал, который нужно перфорировать, и приводится в действие. Важно отметить, что глубина, которая отображается на системе глубин, представляет собой глубину локатора муфт. Самый верхний заряд перфоратора располагается немного ниже этих показаний глубины, обычно на 1.5 фута (0,45 м). Этот факт следует принимать во внимание для то; го, чтобы правильно определить местоположение зарядов относительно запланированного для перфорации интервала.

Наряду с гамма и нейтронным каротажем, для построения корреляционной диаграммы также используются диаграммы двухзондового нейтронного каротажа, импульсного нейтронного гамма каротажа и цементометрии. Если во время проведения перфорации нет возможности использовать результаты исследований в закрытом стволе, может быть использован при; бор гамма каротажа, спускаемый совместно с перфоратором. Прибор гамма каротажа прикрепляется к перфоратору, и, таким образом, стандартный каротаж и перфорация могут осуществляться за один спуск в скважину. В этом случае корреляционная диаграмма служит как диаграмма для привязки перфорации.

3.6 Контроль давления

В состав оборудования для контроля давления, предоставляемого компанией, производящей перфорацию обычно входят: гидравлический противовыбросовый превентор (ГПП), гидравлическая приборная ловушка или ограничитель с обратным клапаном, труба лубрикатора, узел герметизации кабеля, гидравлические сальник и скребок и насос для нагнетания смазки. Эти элементы представлены на Рис.3.3. Труба лубрикатора обычно именуется лубрикатором, гидравлический уплотнительный узел - регулятором дебита и насос для нагнетания смазки - смазочным насосом.

ГПП крепится к устью скважины. Если ожидаемое давление на устье ниже 5000 psi (34.47 МПа), то в этом случае применяется ручной ГПП и резьбовой устьевой переход; ник. Если ожидаемое давление на устье составляет от 5000 до 10000 psi (34.5-67 МПа), то используются два ГПП и фланцевый устьевой переходник. Если ожидаемое давление на устье составляет от 10000 до 15000 psi (67-103.4 МПа), то используются три ГПП и фланцевый устьевой переходник. Соответственно лубрикаторы маркируются на рабочие давления 5000, 10000 и 15000 psi.

После монтажа ГПП гидравлическая ловушка или ограничитель с обратным клапаном, лубрикатор и узел герметизации кабеля монтируются вместе. Лубрикатор должен иметь достаточную длину для того, чтобы вмещать перфоратор с присоединенным к нему оборудованием - кабельным наконечником, локатором муфт и магнитным устрой; ством децентрирования. Каротажный кабель пропускается через собранную установку и присоединяется к перфоратору, после чего перфоратор помещается в лубрикатор.

Далее, лубрикаторная установка с помещенным внутрь перфоратором поднимается краном и монтируется к ГПП. Насос для на; гнетания смазки соединяется трубопроводом с узлом герметизации кабеля, после чего насос включают для подачи смазки, необходимой для обжима кабеля. Для спуска пер; форатора в скважину открывается превентор и заслонка гидравлической ловушки.

Предназначение ловушки состоит в предотвращении падения перфоратора в скважину из лубрикатора в случае отрыва кабеля. В исходном положении, перед проведением ПВР, перфоратор находится в лубрикаторе, а ловушка закрыта. Она открывается только после открытия ГПП для начала операции по спуску перфоратора. По окончании ПВР перфоратор поднимается в лубрикатор, и после чего ловушка автоматически закрывается. Ограничительная головка выполняет роль зажима, удерживая спускаемое в скважину оборудование за верхнюю или нижнюю часть кабельного наконечника.

После отсоединения кабеля от перфоратора кабель вытаскивают из узла герметизации и обратный клапан изолирует трубу лубрикатора от узла герметизации кабеля.



Рис. 3.3. Оборудование для контроля давления.

Во время нахождения перфоратора в скважине в узле герметизации кабеля происходит обжатие движущегося кабеля, которое выполняется с целью сокращения утечек скважинной жидкости. В узле герметизации кабеля установлены напорные трубки, через которые проходит кабель. В тонкий кольцевой зазор между кабелем и трубками подается смазка под давлением. Все вместе это создает сопротивление потоку жидкости, происходит дросселирование и снижение давления скважинной жидкости, а следовательно, и ее утечка.

Над узлом герметизации кабеля находится сальник. Эта компрессорная система изолирует кабель и предоставляет дополнительную защиту от давления. При выполнении работ с невысоким давлением сальник создает достаточную изоляцию, и в этом случае смазочный насос не требуется.

Если при проведении работ в скважине наблюдаются скачки давления, необходимо за; глушить скважину путем закачки раствора для глушения. При этом производится остановка движения перфоратора и закрытие ГПП, для герметизации устья скважины. После восстановления контроля давления ГПП открывается, и выполнение работ продолжается.

Для извлечения перфоратора из скважины он поднимается в лубрикатор, после чего закрывается ГПП. После этого давление в лубрикаторе уравнивается с атмосферным давлением, лубрикаторная установка отсоединяется от превентора, после чего из лубрикатора извлекается перфоратор.

3.7 Согласование планируемых работ с сервисной компанией

На последнем этапе планирования работ по перфорации привлекаются представители эксплуатирующей и перфорационной компании. Это необходимо для того, чтобы обсудить и окончательно утвердить цели закачивания, интервалы закачивания, условия в скважине и ее режим, а также выбор аппаратуры. Обеспечение представителя перфорационной компании полной информацией на данный момент времени, позволяет ему про; извести предварительную оценку и дать качественные рекомендации, касающиеся эффективности перфосистемы. Неполная информация может отодвинуть сроки принятия решения, а также может привести к неэффективной и нерезультативной работе.

Во-первых, необходимо указать название и местоположение скважины и подробное описание путей следования к ней. Указывается дата и время начала работ.

Представитель перфорационной компании должен быть осведомлен о типе закачивания и особых требованиях к скважине, связанных с ее закачиванием. Например, если в скважине проводился гидроразрыв пласта и использовались уплотняющие шарики указывается необходимый, приблизительный диаметр входного отверстия. Как факт указывается, проводилась ли в данной скважине перфорация нескольких пластов за один спуск перфоратора в скважину.

Описывается интервал перфорации, его глубина, литологическая характеристика, наличие и тип углеводородов. Также, если давление ожидается больше чем минимальное, приводится пластовое давление. Описываются любые особые условия, которые должны приниматься во внимание при перфорации. Например, проводилось ли раньше закачивание этого интервала и содержит ли он глинистые сланцы или их прослои, а также ее трещиноватость. Указывается, какие виды исследований и данных каротажа доступны для контроля глубины во время перфорации; диапазон измерений кривых (например, гамма-каротаж был выполнен в диапазоне от 0 до 150 единиц API).

Далее приводится подробный отчет о скважине. В него входят общая глубина, размеры, состояние обсадной колонны и НКТ, положение пакеров и другого, имеющего отношение к делу оборудования, обвязка устья скважины, состояние цемента; тип и уровень скважинного раствора, давление на устье, температура на забое, присутствие или ожидаемое использование агрессивных растворов. Отмечаются искривления ствола скважины и винтообразные изгибы НКТ, а также тип буровой вышки, которая будет использоваться во время проведения перфорации.

Если у представителя перфорационной компании имеется вся вышеперечисленная информация по скважине, он может рекомендовать ту или иную перфорационную систему. В его рекомендации войдут следующие параметры: тип используемого перфоратора, тип кумулятивного заряда, плотность перфорации и фазировка перфоратора. Он так же указывает количество спусков перфоратора, разность давлений, необходимую на время проведения перфорации, тип оборудования для контроля давления и подъемного оборудования, которое предоставляет перфорационная компания, и другие замечания, касающиеся проведения работ. Последнее включает в себя специальное оборудование, которое будет использовано, и специальные операции, которые будут выполняться для подготовки к проведению ПВР. После утверждения предлагаемого плана ПВР необходимо оповестить все бригады, присутствующие на скважине, о начале проведения работ. К прибытию перфорационного отряда необходимо подготовить все диаграммы и кривые проведенных исследований, необходимых для корреляции и сопоставления глубин.

Для планирования эффективных перфорационных работ необходимо собрать сведения о способе закачивания скважины, в зависимости от условий в скважине и скважинного оборудования. Существует большое многообразие перфорационного оборудования и техники. Его можно оценить, и выбрать из имеющегося набора наилучшую систему перфорации для данной задачи.



4. Перфорация скважины

После окончания планирования начинаются непосредственно прострелочно-взрывные работы в скважине. В этом разделе приведены положения по безопасности при работе на скважине, а также выделены наиболее важные виды деятельности при работе на скважине, с которыми приходится столкнуться при проведении перфорации, в конце главы приведено несколько примеров проведения ПВР.

4.1 Безопасность при работе на скважине

Безопасность является чрезвычайно важной стороной при проведении прострелочно-взрывных работ. Так как при разработке и производстве перфорационного оборудования принимаются во внимание все возможные факторы, влияющие на безопасность, то об; ращение с взрывчатыми веществами и зарядами в полевых условиях - это относительно безопасная операция. На скважине весь персонал, включая буровую бригаду, должен быть осведомлен о наличии на скважине взрывчатых веществ и четко знать порядок выполняемых работ во время проведения перфорации.

Обращаться со взрывчатыми веществами должен только квалифицированный, имеющий на это разрешение, персонал, прошедший полноценное и жесткое обучение и имеющий большой опыт в безопасном обращении и использовании перфорационного оборудования. Весь второстепенный персонал должен немедленно покинуть место проведения работ.

Взрывчатые вещества могут детонировать от тепла, исходящего от пламени, искры, в результате трения, пропускания электрического тока и проведения химической реакции, и поэтому их надо изолировать от потенциальных источников этого типа воздействия. В эту группу входят двигатели, нагреватели и химикаты, которые могут контактировать с зарядами с выделением тепла.

Перфорационное оборудование необходимо держать вдали от электрических проводов и генераторов. В радиусе 250 футов (75 м) от места проведения взрывных работ не должно быть никаких мобильных передатчиков (радио или телефонов). Любые металлические приспособления и постройки, которые могут иметь контакт с перфорационным оборудованием, должны иметь надежное электрическое заземление. Ни в коем случае нельзя выполнять взрывные работы во время грозы или пыльных бурь.

Все вопросы, касающиеся безопасности, должны незамедлительно решаться с участием ответственного руководителя взрывных работ.

4.2 Последовательность проведения прострелочно-взрывных работ и подготовка к работе

Подготовка к проведению ПВР начинается на складе взрывчатых материалов перфорационной компании.

На складе инженер, который будет руководить перфорацией скважины, должен удостовериться, что вся необходимая информация для работы была получена. В нее входят: название скважины, месторасположение скважины и описание пути к ней, подробный отчет о состоянии скважины и перфорируемых пластах, рекомендованное оборудование и другие специальные указания или информация.

Требуемые перфораторы заряжаются, и все необходимое оборудование проверяется на работоспособность. Детонаторы помещаются в перфоратор непосредственно на скважине, перед спуском перфоратора, таким образом, снижается вероятность случайного срабатывания детонаторов, а также взрыва на складе или во время перевозки перфораторов на скважину. Перфораторы и оборудование погружаются в перфорационную станцию. Перед выездом заполняется вся документация федерального и местного значения, касающаяся перевозки взрывчатых веществ и источников ионизирующего излучения.

4.3 Прибытие на скважину

По прибытию на место проведения работ инженер сверяет план работ (цель перфорации, данные по скважине и используемое оборудование) с представителем компании-заказчика. Также инженер получает от представителя компании результаты геофизических исследований (кривые и диаграммы) для последующей корреляции.

Перфораторная станция, а также вспомогательное оборудование, такое как насос высокого давления, должно устанавливаться на определенные места, для их правильного функционирования. Перфорационная партия проводит осмотр имеющегося на скважине оборудования и прилегающей территории. После этого персонал собирается на инструктаж по технике безопасности, где обсуждаются потенциальные источники опасности на скважине и оговариваются меры по их уст; ранению. После этого производится разгрузка оборудования.

4.4 Проведение перфорации

Перфоратор и локатор муфт обсадной колонны подсоединяются к кабелю и помещаются в лубрикатор. Лубрикатор, с помещенным внутрь перфоратором, поднимается так, чтобы лубрикатор (с перфоратором внутри) можно было присоединить к ГПП. Устанавливается ноль перфоратора, скважина открывается, и производится спуск перфоратора. Как и в случае, только что описанной процедуры записи каротажа, при спуске перфоратора отмечается уровень жидкости и предпринимаются особые меры предосторожности на участках, где могут существовать сужения обсадной колонны.

Перфоратор опускается на нужный уровень и привязывается к глубине с помощью локатора муфт. Если интервал перфорации расположен возле забоя скважины, а перед спуском перфоратора не были проведены геофизические исследования, в этом случае должна быть определена глубина скважины по той же причине, как и при проведении геофизических исследований.

После этого перфоратор устанавливают на нужной глубине, причем представитель эксплуатирующей компании подтверждает правильность этой глубины, и приводят его в действие. Инженер отмечает любые положи; тельные признаки срабатывания перфоратора: изменение давления (что показывает дат; чик на устье скважины или на лубрикаторе), изменение уровня жидкости (что видно по понижению или по повышению уровня жидкости в скважине) или вибрации кабеля (ее можно почувствовать, если положить руку на кабель при приведении перфоратора в действие).

После этого перфоратор поднимается с соблюдением мер предосторожности на участках сужения обсадной колонны. Если при подъеме перфоратора возможно возникновение эффекта свабирования, то перфоратор поднимается на небольшой скорости. Уровень жидкости определяется в течение всего подъема перфоратора.

Перфоратор медленно втягивается в лубрикатор, и скважина закрывается. Лубрикатор отделяется от ГПП и (с перфоратором внутри) укладывается на горизонтальную поверхность так, чтобы можно было извлечь перфоратор и отсоединить кабель.



Заключение

Перфорация скважин - пробивание отверстий в стенках буровой скважины против заданного участка продуктивного пласта с целью получения или усиления притока воды, нефти, газа в добычную скважину или пласт. Для перфорации скважин применяют взрывчатые вещества (кумулятивная, пулевая и снарядная перфорация скважин) и реже поток жидкости с абразивными материалами (гидропескоструйная перфорация скважин).

Наиболее используется кумулятивная перфорация скважин. У пулевых перфораторов скорость выстреливаемой пули сообщают пороховые газы. Хорошую пробивную способность имеет перфоратор вертикально направленный.

Выбор метода перфорации скважин решается с учётом геологии пласта, конструкции скважины, условий бурения, технических данных перфораторов, сопутствующих перфорации побочных эффектов и других факторов. При этом определяются тип перфоратора, плотность прострела, технология последующих работ. Характер вскрытия при перфорации изучается на специальных стендах, где определяются размеры каналов и особенности движения жидкости или газа в образце до и после прострела в условиях, приближённых к скважинным. Качество перфорации скважин -- один из важнейших факторов, определяющих эффективность эксплуатации скважин.

Главнейшей задачей проведения перфорации является обеспечение эффективной связи между коллектором и стволом скважины. Использование кумулятивных перфораторов предоставляет безопасный, экономически выгодный и эффективный способ для решения этой задачи.

В данной работе были рассмотрены различные условия в скважинах, дано понятие об основных типах закачивания скважин и описаны примеры типичных перфорационных работ.

Как только представитель эксплуатирующей компании принял решение о целях закачивания, ознакомился с условиями пласта, которые могут встретиться в ходе работ, и условиями в его скважине на время проведения перфорационных работ, а также ознакомился с доступным перфорационным оборудованием, он принимает решение о начале работ сервисной компании.



Список использованной литературы

1. Комашенко В.И., Носков В.Ф., Лебедев Ю.А. «Буровзрывные работы».

2. Парамонов Г.П. «Специальные взрывные технологии в геологии, горном деле, нефте - и газодобывающей отраслях».

3. Попов В.В. «Прострелочно-взрывные работы в скважинах».

Размещено на Allbest.ru