книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт

♦пластов, расположенных в интервалах с высокой степенью износа обсадных труб и критическим состоянием цементного камня за обсадной колонной;

♦порово-трещинных коллекторов в карбонатных и терригенных

породах.

Определены требования к режущему материалу для жидкостей ЩГПП. В качестве последнего предложено использовать кварцевый ока-

танный песок фракции 0,63–2 мм с содержанием кварца не менее 98 % при концентрации 60–100 кг/м3.

Предложен новый акустический способ определения местоположения, числа и размеров полостей в околоскважинном пространстве, включающий запись ЭМДСТ-МП и САТ-2.

Разработана методика расчета основных параметров проведения ЩГПП, позволяющая научно обоснованно определять потребность в материалах, инструменте, специальной технике и режимах ее работы.

На основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований показано, что в результате проведения ЩГПП в призабойной зоне продуктивных пластов происходит снижение нормальных и увеличение касательных напряжений, создавая тем самым условия для образования кольцевых зон разрушения пород, что является важным геомеханическим фактором, исключительно способствующим повышению продуктивности скважин.

3.3. РАЗРАБОТКАИСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕОБОРУДОВАНИЯ

ДЛЯПРОВЕДЕНИЯЩЕЛЕВОЙГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙПЕРФОРАЦИИ

3.3.1. Скважинное и приустьевое оборудование

Перечень оборудования, инструмента и приспособлений для проведения ЩГПП включает скважинное оборудование, специализированные агрегаты, а также наземное циркуляционное и промывочное оборудование

(табл. 3.14).

Технологический процесс ЩГПП проводится при высокоскоростном интенсивном режиме циркуляции абразивной жидкости, в том числе при:

–рабочих давлениях, составляющих не менее 20 МПа и соответствующихзначительныхстрагивающихнагрузкахнарезьбовыесоединенияНКТ;

–значительной (не менее 8–10 ч) продолжительности процесса;

371

–режиме, не допускающем остановок циркуляции;

–циркуляции, ведущейся с продавливанием песчано-жидкостной смеси через насадки, диаметры каналов которых только в 2–10 раз больше диаметров частиц используемого песка.

Таблица 3 . 1 4

Перечень оборудования, участвующего в технологическом процессе ЩГПП

372

Окончание табл. 3 . 1 4

Высокоинтенсивные параметры технологического процесса ЩГПП предполагают использование хорошо подготовленного оборудования, с достаточным запасомпрочности, абразивоустойчивогоибезопасноговприменении.

Для проведения ЩГПП применяется специальное, а также типовое, используемое в производстве подземного и капитального ремонта скважин (ПКРС), оборудование.

Традиционно в производстве ПКРС значительная часть оборудования не имела промышленного выпуска.

Нижеприведеносравнение характеристиксерийногооборудованияи оборудования, разработанногоилиусовершенствованногосучастиемавторов.

Серийные гидропескоструйные перфораторы

Гидроперфоратор АП-6М конструкции ВНИИ изготавливался Калушским заводом нефтепромыслового оборудования (ныне завод «Карпатнефтемаш», Украина). Устройство гидроперфоратора АП-6М показано на рис. 3.7.

В корпусе 1 расположены гидромониторные насадки 2, рабочий запорный узел в составе шара 3 и соответствующего запорного гнезда, выполненного в головке хвостовика 4, а также опрессовочное гнездо 5, выполненное непосредственно в головке корпуса 1.

373

После опрессовки НКТ проводят обратную промывку скважины, в результате чего шар восходящим потоком жидкости выносится к устью скважины, где последний с помощью ловушки улавливается.

Для своевременного получения информации о том, что шар в ловушке, нами предложена конструкция звуковой шароловки (рис. 3.8). Звуковой сигнал создается при ударе шара о специальную пластину. Специфическое звучание указывает на то, что шар в ловушке. Ранее приходилось неоднократно останавливать и повторно возобновлять промывку, так как не было известно, когда шар поднимается в ловушку.

Для проведения абразивной перфорации в НКТ сбрасывают рабочий шар 3, перекрывающий центральный канал перфоратора ниже уровня насадок 2.

Рис. 3.8. Звуковая шароловка:

1 – корпус; 2 – цанга ловителя; 3 – стержень; 4 – НКТ; 5 – Муфта НКТ; 6 – БРС; 7 – цанга звуковая

В связи с расширением объемов работ по ЩГПП, где в основном используются не более 4 насадок, конструкция перфоратора нами была упрощена. Вариант такого перфоратора представлен на рис. 3.9.

375

воды при повышенном избыточном давлении (15–30 МПа в зависимости от глубины расположения продуктивного пласта). При использовании серийных перфораторов удалить осажденный песок промывкой не представляется возможным, так как к моменту, когда приступают к его удалению, песок уже максимально уплотнился. Последнее обусловлено конструкцией серийных перфораторов, не позволяющих немедленно приступить к вымыву песка после окончания последнего реза, так как до этого времени должен быть вымыт рабочий шар 3 (см. рис. 3.7) Однако вымыв рабочего шара 3 (см. рис. 3.7) возможен только после удаления песка со всего объема рабочей жидкости, так как на время переключения на обратную промывку необходимо остановить циркуляцию через скважину. А это при наличии песка в рабочей жидкости приведет к его оседанию и прихвату инструмента. В связи с этим при использовании серийных перфораторов для разрушения и вымыва песка спускают забойные двигатели. С целью исключения этого недостатка серийных перфораторов разработан гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности клапанным ме-

ханизмом (рис. 3.10) [254].

Отличительной особенностью этого перфоратора является наличие

внем встроенного клапанного механизма, позволяющего управлять с поверхности открытием центрального промывочного канала, оборудованного на входе насадками с одновременным закрытием перфорационных отверстий, и тем самым обеспечить эффективный размыв осажденного песка.

Конструктивно гидроперфоратор содержит корпус 1, гидромониторные насадки 2, клапан, состоящий из запорного гнезда 3 и выполненного

ввиде конуса запорного элемента 4. Запорное гнездо 3 выполнено на жестко закрепленном в корпусе 1 патрубке-хвостовике 5. На запорном элементе 4 установлена подвижная втулка-клапан 6 (в данном случае выполненное как единое с элементом 4 изделие), содержащая радиальные каналы а. Запорный элемент 4 жестко соединен с подпружиненным стержнем 7, который, в свою очередь, соединен с подвижной втулкой-стаканом 8, имеющей наклоннонаправленные каналы б. Подвижная втулка-стакан 8, охватывая фигурный патрубок-хвостовик 5, может перемещаться по нему и закреплена на стержне 7 вместе с наружным опорным диском 9. Между корпусом 1 и запорным элементом 4 выполнена кольцевая проточка 10.

Работает перфоратор следующим образом. Так как запорный элемент 4 с помощью пружины прижат к гнезду 3, то клапан при спуске перфоратора в скважину и при проведении ЩГПП закрыт, а гидромониторные насадки 2 открыты.

377

на насосные агрегаты высокого давления (АН-700, СИН-31). После переключения и достижения устойчивой работы насосных агрегатов осуществляют дискретную подачу лифта на забой с амплитудой 0,25–0,35 м до упора наружного опорного диска в песчаную пробку, при этом по индикатору веса потеря веса составляет 0,5–2 т. В результате создания нагрузки подпружиненная втулка-стакан 8 вместе со стержнем 7, запорным элементом 4 и подвижной втулкой-клапаном 6 перемещаются вверх, открывая проход для рабочей жидкости через гнездо клапана 3 и перекрывая каналы гидромониторных насадок 2.

Подаваемая под давлением промывочная жидкость из колонны труб проходит через радиальные каналы а в подвижной втулке 6 через кольцевую проточку 10, полость патрубка-хвостовика 5 и поступает в наклоннонаправленные каналы б подвижной втулки-стакана 8, по выходу из которых напорными струями с гидромониторным эффектом производят размыв песчаной пробки и вынос размытого песка через затрубное пространство скважины на поверхность.

Размыв песка обусловливает восстановление веса по индикатору веса. Дискретную подачу (0,25–0,35 м) повторяют, и так операцию проводят до полного размыва песка в скважине.

Широким промышленным экспериментом (более чем на 30 скважинах) показано, что применение гидроперфоратора с управляемым с поверхности клапанным механизмом позволяет снизить трудоемкость и сократить объем заключительных работ после проведения ЩГПП за счет того, что:

♦весь цикл работ по промывке скважины после ЩГПП с целью удаления осевшего песка проводится через перфоратор, так как его устройство обеспечивает эффективный размыв (и вынос) осажденного песка;

♦при этом не требуется проведение дополнительных работ по спуску и подъему забойного двигателя, как это практикуется при использовании серийных перфораторов;

♦все это позволяет провести промывку и удаление осажденного песка своевременно, до наступления максимальной степени его уплотнения;

♦кроме того, наличие на выходе из перфоратора наклоннонаправленных каналов, создающих при промывке гидромониторный эффект, обеспечиваетэффективныйразмывтакжеизначительноуплотненногопеска.

Названные эффекты гидроперфоратора позволяют, кроме исключения проведения работ по разбуриванию уплотненного песка, вымыть песок из щелей и ствола скважины и в интервале перфорации разместить жид-

379

кость интенсификации. В результате достигается совмещение во времени интенсификации притока с подъемом перфоратора и спуском лифта для добычи нефти.

Опрессовочный узел

В связи с тем что ЩГПП является сложной технологической операцией, связанной с использованием в течение длительного времени большого числа дорогостоящих насосных агрегатов, весьма важной является тщательная подготовка всего комплекса оборудования. Так, НКТ, используемое при ЩГПП, должно быть опрессовано на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Для опрессовки лифта насосно-компрессорных труб рекомендовано использовать специальный опрессовочный узел (рис. 3.11). Он состоит из корпуса 1, в котором выполнены запорное гнездо для установки шара (запорного элемента) 2, а также муфтовое и ниппельное окончания с резьбой для соединений с НКТ-73 [265].

Шар после проведения опрессовки лифта с целью открытия канала для слива жидкости из НКТ при их подъеме необходимо из опрессовочного узла (из скважины) удалить.

Рис. 3.11. Опрессовочный узел: 1 – корпус; 2 – шар

380