Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП

Основные этапы и закономерности проведения, а также обоснование целесообразности гидропескоструйной перфорации, используемые методы, подбор оборудования. Анализ эффективности использования данного метода, разработка и оптимизация новых технологий.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Тема моего дипломного проекта «Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП».
Целью проекта является сравнение теоретических расчётов и промысловых экспериментов по перфорации различными видами перфораторов.
Современные условия разработки и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений предъявляют повышенные требования к освоению скважин. Ввиду многообразия характеристики продуктивных пластов как по геолого-литологическим и коллекторским свойствам, физико-химической характеристике насыщающих коллекторов жидкостей и газа, так и по глубине залегания, пластовому давлению и температуре, естественно, технология освоения скважин должна учитывать все физико-химические свойства пласта и характеристику насыщающих его жидкостей.
Поэтому освоение скважин необходимо рассматривать как сложную комплексную проблему, включающую решение вопросов, связанных с равномерной выработкой всей залежи и отдельных ее пропластков и прослоев. Это важнейшее требование относится как к нефтяным, так и к газовым и газоконденсатным месторождениям, содержащим или не содержащим подошвенную воду, газовую шапку или одновременно подошвенную воду и газовую шапку. Равномерная выработка залежи приобрела наибольшее значение в связи с тем, что перфорацией вскрываются большие мощности пласта, содержащего несколько прослоев (иногда до 5 и более) с резкой неоднородностью по проницаемости. Таким образом, прежде всего необходимо определить оптимальный интервал перфорации при наличии в пласте нескольких самостоятельных прослоев различной мощности и проницаемости, при наличии в пласте подошвенной воды, газовой шапки или одновременно подошвенной воды и газовой шапки.
Потенциал скважины зависит от качества многолетних разведочных работ, планирования скважины, занимающего несколько месяцев, и бурения, длящегося неделями. Однако, в конечном счете, судьба скважины определяется оптимальным заканчиванием, которое начинается с перфорации.
Как и при вскрытии пласта бурением, перфорация должна проводиться в условиях, исключающих проникновение в пласт большого количества фильтрата и промывочной жидкости. Качество жидкости, которой заполняется колонна перед перфорацией, и величина противодавления на пласт должны обеспечить сохранение естественной проницаемости призабойной зоны. колонна перед перфорацией, и величина противодавления на пласт должны обеспечить сохранение естественной проницаемости призабойной зоны.
В технологию освоения скважин входит также предварительное решение следующего комплекса вопросов: определение плотности перфорации и типа перфораторов, выбор типа жидкости, которой должна быть заполнена скважина перед перфорацией, определение методов вызова жидкости и газа из пласта.
В результате перфорации образуются каналы вглубь коллектора, которые позволяют не только извлекать углеводороды, но и управлять этим процессом.
В зависимости от пород, которыми представлен тот или иной продуктивный пласт, применяют различное оборудование забойной части ствола скважины.
Сущность метода гидропескоструйной перфорации заключается в том, что на пласт, в котором нужно получить канал, через специальную насадку перфоратора с большой скоростью направляется песчаножидкостная струя, обладающая большой абразивностью. В течение короткого времени струя жидкости с песком, нагнетаемая в трубы под большим давлением (от 15 до 30 МПа и более), истекая через сопло с большой скоростью, образует прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта.
В процессе гидропескоструйной перфорации не нарушаются цементные перемычки между пластами и не деформируется обсадная колонна. Этот метод вскрытия пласта применяют как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.
Важным преимуществом гидропескоструйного метода является его эффективность при вскрытии пластов, залегающих на больших глубинах (более 3000 м), где при пулевой и кумулятивной перфорации не получают большого эффекта.
При гидропескоструйном вскрытии значительно ускоряется освоение фонтанных скважин, так как в качестве рабочей жидкости используют нефть. Скважины сразу после завершения перфорации переводят на фонтанирование. Гидропескоструйный метод также применяют и для выполнения следующих специальных работ в скважинах:
создание глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегчающих образование трещин в заданном интервале пласта при гидроразрыве, солянокислотных операциях, для создания водоизолирующего экрана в пласте;
срезания обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в скважинах;
разрушение металла, цементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине и др.
Предварительная обработка эксплуатационного забоя путем создания горизонтальных или вертикальных каналов и щелей уменьшает давление в операциях ГРП, предопределяет раскрытие микротрещин в заранее избранных интервалах пласта.
Совместное использование ГРП и гидропескоструйного аппарата открывает в технологии вскрытия пласта новые перспективы.
Гидропескоструйным аппаратом в заранее намеченных к вводу объектах опробования предварительно делается надрез. Затем в этом интервале благодаря повышенным давлениям создают условия для вскрытия естественных микротрещин, которые фиксируются далее в открытом состоянии твердым агентом. Таким образом, пласт вскрывается одновременно двумя способами: ГРП и гидропескоструйным аппаратом.
В скважинах, в которых эксплуатационный забой защищен обсадной колонной и цементным кольцом, перед спуском колонны гидропескоструйным аппаратом можно очистить стенки от глинистой корки.
Однако следует учитывать, что существуют и другие виды перфорации - пулевая, торпедная, кумулятивная - и каждая, из них, имеет те или иные преимущества.
Таким образом, цель дипломной работы заключается в сравнении различных видов перфорации, а основными задачами являются следующие:
1. обоснование целесообразности проведения ГПП;
2. анализ эффективности использования данного метода;
3. исследование процесса и разработка новых технологий.
1 . Геологическое строение Ново-Давыдовского месторождения нефти
гидропескоструйный перфорация пласт
Ново - Давыдовское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь в 24 км юго-западнее г. Светлогорска.
Ближайшие нефтяные месторождения Давыдовское - на востоке (1,9 км), Мармовичское на юге (0,3 км) и Полесское - на севере (1,6 км).
В орографическом отношении территория представляет собой заболоченную низменность (болотистые места частично осушены). Гидрографическая сеть представлена рекой Ипа - притоком Днепра и мелкими осушительными каналами. Абсолютные отметки рельефа находятся в пределах 110-140 м. Значительная часть территории покрыта хвойными и лиственными лесами.
Климат района умеренно-континентальный. Средняя температура летом +16 0 С, зимой - -11 0 С, промерзание почвы 0,9 м.
Ново-Давыдовское месторождение открыто в 1994 году в результате бурения поисково-разведочной скважины 107. Нефтегазоносность месторождения выявлена в межсолевых отложениях елецкого-задонского и в подсолевых отложениях воронежского горизонтов.
1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза
В геологическом строении Ново-Давыдовского месторождения принимают участие породы от архея до кайнозоя.
По данным, полученным на соседних Мармовичском и Давыдовском месторождениях, фундамент сложен гнейсами и гранито-гнейсами, кристалллическими сланцами. Глубина залегания кристаллического фундамента изменятся от 3553 м (скв. №3Мармовичская) до 4325 м (скв. №14Давыдовская).
Разрез осадочного чехла (толщина - порядка 4,0 км) включает отложения верхнего протерозоя (рифей и венд), палеозоя (девон, карбон и пермь), мезозоя (триас, юра, мел) и кайнозоя (палеоген, неоген, антропоген).
Палеозойская эратема. Породы осадочного чехла подразделяется на 3 толщи, разделенные отложениями каменной соли ливенского и лебедянского горизонта фаменского яруса верхнего девона.
Подсолевая терригенная толща (верхнепротерозойский, витебский, пярнусский, наровский, старооскольский, ланский горизонты) представленна песчаниками, алевролитами, глинами толщиной 215 - 425 м.
Подсолевая карбонатная толща (саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский, кустовницкие слои евлановского горизонта) представлена доломитами, известняками, мергелями с прослоями ангидритов и глин. Толщина карбонатной толщи 60 (скв. №12Д) -150 м (скв. №2М).
Воронежский горизонт, к которому приурочена незначительная залежь нефти, вскрыт в пределах площади пятью скважинами: 107, 110, 111, 112 и 116. Толщина воронежских отложений составляет порядка 40 м. Представлены воронежские отложения серыми (разных оттенков) доломитами, мелко и среднезернистыми, кристаллическими, массивными, плотными, местами трещинно-порово-кавернозными, реже мелкозернистыми, массивными, редко трещиноватыми и пористо-кавернозными известняками и ангидритами.
Нижнесоленосная толща охватывает ливенский и анисимовские слои евлановского горизонта представленная неравномерным переслаиванием каменной соли с глинами, глинисто-сульфатно-карбонатными породами, известняками, доломитами. Толщина этих отложений изменяется от 20 м (скв. №133) до 130 м (скв. №101Ю-Д).
Межсолевая карбонатная толща включает домановичский, задонский, елецкий и петриковский горизонты. Домановичский горизонт на данной площади по своему литологическому составу близок к нижней соленосной толще и образует единую нерасчлененную толщу.
На Ново-Давыдовском месторождении основная нефтяная залежь приурочена к елецкому и задонскому горизонтам (таблица Н.1), литологически представленным серыми различных оттенков доломитами, мелко и скрытокристаллическими, органогенными, пористо-кавернозными известняками, мергелями в различной степени глинистыми, а так же глинами и ангидритами. Толщина задонско-елецких отложений изменяется от 36 м (скв. №151s3) до 215 м (скв. №112) [1].
Петриковские отложения представлены переслаиванием мергелей и известняков массивных и плотных. Известняково-мергельная толща является хорошей покрышкой для нефтяного резервуара. Толщина петриковского горизонта от 4 м (скв. №121) до 50 м (скв. №151).
Верхне-соленосная толща (лебедянский, стрешинский и полесский горизонты) включает нижнюю - галитовую и верхнюю глинисто - галитовую подтолщи. Галитовая подтолща сложена каменной солью с маломощными пластами несолевых преимущественно карбонатных пород. Глинисто - галитовая подтолща представляет собой ритмичное переслаивание глин, ангидритов, известняков с каменной солью. Мощность верхнесоленосной толщи составляет порядка 1950 м.
Надсолевые каменноугольные и пермские отложения представлены неравномерным переслаиванием глин пестроцветветных, карбонатных, аргиллитоподобных, мергелей, песков и песчаников. Толщина - 370-500 м
Мезозойская эратема (триасовая, юрская, меловая системы) представлены песками, песчаниками глауконитово-кварцевыми, известняками с прослоями мергелей, мелом, глинами с прослоями песков, песчаников и алевралитов. Толщина этих отложений 190-270 м.
Кайнозойская эратема. Отложения представлены суглинком, моренными отложениями, песками, глинами. Толщина от 90 (скв. №114) до 150 м (скв. №60Д).
1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
В тектоническом отношении Ново-Давыдовское месторождение расположено на уступе Речицко-Вишанской ступени Северной структурной зоны Припятского прогиба [1].
Кристаллический фундамент здесь имеет блоково-ступенчатое строение. Основными структурными элементами являются:
1 Гребень Речицко-Вишанской ступени;
2 Промежуточные первый и второй Ново-Давыдовские, Ново-Мармовичский, второй Мармовичский блоки.
Гребень Речицко-Вишанской ступени отделяется от промежуточных Ново-Давыдовских блоков и первого Мармовичского северным основным сбросом условно именуемым Мармовичско-Давыдовским. В свою очередь, Ново-Давыдовские и первый Мармовичский блоки отделяются от второго Мармовичского блока сбросом, названным Ново-Давыдовским.
В осадочном чехле Ново-Давыдовского месторождения и прилегающей к нему территории по степени и характеру дислокаций выделяются три структурных этажа: нижний, средний и верхний.
Нижний структурный этаж соответствует платформенному этапу развития прогиба и охватывает нижнюю часть подсолевых отложений до семилукского горизонта включительно.
Средний структурный этаж объединяет верхнюю часть подсолевых отложений, нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые, девонские и каменноугольные отложения и соответствует авлакогенному этапу развития прогиба.
Верхний структурный этаж, включающий пермские и мезокайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятского прогиба.
По поверхности воронежского горизонта структура (средний этаж) представляет собой наклоненный к северу субширотный, моноклинальный блок, разделенный малоамплитудными поперечными сбросами на 3 (залежь приурочена к центральному). Размер блока 0,9х0,6 км. Породы погружаются в северном направлении под углом 12 0 .
На западе месторождение контактирует с Ново-Мармовичским блоком через одноименный сброс. Положение его определено по результатам бурения скважины №55 Мармовичской и скважин №№3, 54 Мармовичских, находящихся за пределами листа. Сместитель сброса падает на юго-восток под углом около 59°. Амплитуда его ~350 м.
На востоке от соседнего блока структура так же отделяется сбросом в районе скважины №116 Ново-Давыдовской. Положение его определено по результатам сейсморазведки 3D. Сместитель сброса падает на северо-запад, предположительно, под углом около 60°.
По поверхности межсолевых отложений Ново-Давыдовское месторождение с севера ограничено зоной отсутствия межсолевого комплекса, с юга - Ново-Давыдовским, с запада - Ново-Мармовичским сбросами. На востоке рассматриваемые блоки II-IV отделяются от блока I субмеридиональным разрывным нарушением, пересеченным скважиной №116 Ново-Давыдовской.
В тектоническом плане межсолевая структура представляла собой узкий линейно - вытянутый в субширотном направлении блок поднятого крыла Речицко - Вишанской зоны поднятий. С севера блок ограничен зоной отсутствия межсолевых отложений. Сброс, ограничивающий структуру с юга имеет амплитуду от 50 до 150 м. Положение западного сброса имеет амплитуду 150 м. По последним представлениям оперяющее нарушение северо-восточного простирания амплитудой порядка 60 м проходит через скважину 115, отделяя небольшой, более приподнятый блок (IV).
По последним представлениям елецко-задонская залежь приурочена к единому блоку - III с подъемом пород участками, как в южном, так и в северном направлениях. По поверхности залежи к южной границе блока приурочено два полусвода: в районе скважины 137 и юго-западнее скважины 150. К северной границе залежи примыкают полусводы в районе скважин 112-141g и северо-восточнее скважины 130.
Восточная граница блока III Ново - Давыдовского месторождения проходит в 50 м восточнее скважины 107 по тектоническому нарушению амплитудой порядка 60 м.
Блок II , где находится скважина 151 проблематичен по перспективам нефтенасыщенности, так как представляет собой грабен, восточная граница блока проходит по скважине 116, которая пересекла тектоническое нарушение амплитудой порядка 100 м.
Амплитуда Ново-Давыдовского разлома по подошве домановичского горизонта колеблется от 150 до 270 м, по поверхности петриковского горизонта - от 70 до 170 м. Амплитуда Ново-Мармовичского сброса изменяется от 20 м в районе Ново-Давыдовского месторождения до 150 м в районе II блока Мармовичского.
На формирование сбросов в межсолевых отложениях влияли два фактора. Во-первых, это трудно предсказуемые процессы соляного тектогенеза нижнесоленосных отложений; во-вторых, конседиментационный характер подвижек по разлому.
Начало формирования всех или большинства вышеупомянутых сбросов, зоны отсутствия межсолевых отложений и проявления соляной тектоники в нижнесоленосных отложениях относится к предпетриковскому времени, о чём свидетельствует характер изменения толщин и состава соответствующих отложений. Для большей части прилегающей к месторождению территории характерна следующая зависимость: сокращённым толщинам нижнесоленосных отложений, (даже в пределах отдельных блоков и приподнятого крыла), чаще всего соответствуют более глинистый состав и большие толщины петриковского горизонта и наоборот.
Углы напластования пород по подошве межсолевых отложений 4-15°, по кровле петриковского горизонта 4-8°. Пласты наклонены преимущественно на северо-восток, но иногда и на юго-запад (район скважины №140).
Нефтегазоносность месторождения выявлена в подсолевых отложениях воронежского горизонтов и в межсолевых елецко-задонских отложениях.
Коллектора представлены в основном доломитами и реже известняками трещиноватыми и кавернозными с выпотами и примазками темно - коричневой нефти. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Тип воронежской залежи пластовая тектонически экранированная.
В отложениях воронежского горизонта выделено 4 пласта - коллектора с общей толщиной 18,1 м. Открытая пористость составляет 5,4%, по лабораторным исследованиям керна (36 образцов из скважины 110) -4,4%. Нефтенасыщенность составляет в среднем 79%.
Запасы С 1 геологические - 29 у. е., извлекаемые -6 у. е.
Задонская залежь (нижняя часть тонежских слоев) III блок
Коллектора представлены в основном доломитами и реже известняками трещиноватыми и кавернозными с выпотами и примазками темно - коричневой нефти.
Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Тип задонской залежи пластовая, тектонически и литологически ограниченная.
Водонефтяной контакт установлен для задонской залежи на отметках - 2680 м для западного блока и - - 2703 м для восточного.
Запасы С 1 геологические - 213 у. е., извлекаемые - 43 у. е.
Запасы С 2 геологические - 675 у. е., извлекаемые - 135 у. е.
Коллектора задонско-елецкой залежи представлены в верхней части органогенными известняками серыми, неравномерно трещиноватыми.
В нижней части - доломитами вторичными, образованными по органогенному известняку, с органогенной структурой от скрытокристаллического, в основном водорослевого, до тонкокристаллического органогенного, пористо - кавернозного, трещиноватого.
Тип коллектора - трещинно-каверново поровый.
Тип залежи - массивно-пластовая, тектонически и литологически экранированная.
Толщина выделенных коллекторов колеблется от 18 м до 64 м. Средневзвешенная толщина по площади составляет 36,2 м. Количество пластов коллекторов по скважинам колеблется от 3 до 13. Коэффициент расчлененности при пересчете составил - 6.9. Коэффициент песчанистости - 0,43.
Водонефтяной контакт для задонско-елецкой залежи принят для подсчета запасов, числящихся на балансе, на абсолютной отметке - -2651 м для западного блока и - -2649 м для - восточного. Высота залежи изменяется от 39 м до 90 м.
Запасы С 1 геологические - 3659 у. е., извлекаемые - 1347 у. е.
Коллекторами I блока являются в верхней части органогенные известняки в различной степени доломитизированные неравномерно перекристализованные, неравномерно трещиноватые, слабо кавернозные и в нижней части (низы елецкого и задонского горизонтов) - доломиты вторичные с ярко выраженной органогенной структурой, от скрыто до тонкомелкокристаллического, пористо-кавернозного и трещиноватого.
Тип коллектора - порово-каверного-трещинный.
Тип залежи - пластовая тектонически и литологически экранированная.
Условное ВНК - 2551 м - принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пласта коллектора в скважине №123.
Запасы С 1 геологические - 190 у. е., извлекаемые - 68 у. е.
По месторождению геологические запасы категории С 1 составляют 4013 у. е., категории С 2 - 881 у. е., извлекаемые запасы категории С 1 - 1407 у. е., категории С 2 - 213 у. е.
2 . Гидропескоструйная перфорация
2.1 Сущность метода и области его применения
Гидропескоструйный метод является высокоэффективным средством сообщения ствола скважины с продуктивным пластом и интенсификации других способов обработки призабойной зоны.
Разрушение преград (обсадных колонн, цементного камня и горной породы) при гидропескоструйном методе осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью из насадок специального глубинного устройства - пескоструйного перфоратора.
Работы по исследование и испытанию метода на промыслах СССР начаты ВНИИ в 1959 году.
Высокая эффективность процесса, простота осуществления его на практике, доступность технических средств и не дефицитность, применяемых материалов, способствовали сравнительно быстрому и широкому внедрению метода в практику нефтегазодобывающей промышленности.
В настоящее время нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно осуществляется более 100 обработок скважин,
Области и масштабы применения гидропескоструйного метода постоянно расширяются, и если в начальный период этот метод использовался как высокоэффективное средство вскрытия пластов перфорацией, то затем он начал применяться для интенсификации других методов обработки призабойных зон, а также в капитальном и текущем ремонтах скважин.
Основными видами гидропескоструйных обработок являются:
а) вскрытие пластов при опробовании и испытании разведочных скважин;
б) вскрытие продуктивных пластов в скважинах, оборудуемых для совместно-раздельной закачки воды и эксплуатации двух или более пластов в одной скважине;
в) вскрытие глубокозалегающих пластов, а также пластов с высокими пластовыми давлениями и температурами;
г) вскрытие пластов с трещиноватыми коллекторами;
д) вскрытие слабопроницаемых сцементированных пластов;
е) вскрытие пластов после проведения изоляционных работ и капитального ремонта скважин;
ж) вскрытие пластов с последующим гидравлическим разрывом для освоения закачки воды в нагнетательные скважины и увеличения продуктивности нефтяных скважин;
з) вскрытие пластов, перекрытых двумя и более колоннами;
и) работы по вырезке обсадных и других колонн для извлечения их из скважины;
к) создание специальных отверстий для цементажа при устранении затрубной циркуляции.
Гидропескоструйное вскрытие не дает должного эффекта в интервалах ранее обработанных соляной кислотой или гидроразрывом, а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильно обводненных.
Необходимое для пескоструйных обработок оборудование подразделяется на подземное, обеспечивающее создание и нужное направление высоконапорных струй, разрушающих преграду, а также наземное, служащее для приготовления песчано-жидкостной смеси и закачки ее под давлением к перфоратору.
Гидропескоструйная обработка осуществляется с помощью специальных устройств - гидроперфораторов, позволяющих направлять песчано-жидкостные смеси в преграду через насадки из специальных абразивоустойчивых материалов.
Промышленностью выпускается три типоразмера насадок с внутренним диаметром 3; 4,5 и 6 мм.
Насадки диаметром 3 мм применяют для вырезки прихваченных труб в обсаженных скважинах, а также в случаях, когда глубина резания должна быть минимальной.
Насадки диаметром 4,5 мм применяют при перфорации скважин, а также при других видах обработки, когда процесс ограничивается темпом прокачки жидкости.
Насадки диаметром 6 мм применяют при обработках, ограниченных давлением, а также во всех случаях, когда глубина вскрытия должна быть максимальной (разведочные скважины, инициирование трещин ГРП и т.п.).
При вскрытии пластов перфорацией применяют пескоструйные перфораторы АП-6М конструкции ВНИИ, обеспечивающие создание точечных и щелевых каналов в пластах (рис. 2.1.).
Гидропескоструйный перфоратор АП-6М конструкции ВНИИ представляет устройство, позволяющее направлять струи жидкости с песком в стенку скважины через специальные насадки, изготовленные из абразивоустойчивого материала.
Перфоратор предназначен для создания каналов и щелей в скважинах с открытым забоем и обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 3 1/2 и более дюймов, вырезки обсадных колонн тех же диаметров, расширения забоев и необсаженных скважинах и установки водоизоляционных экранов.
Осуществление указанных операций одним перфоратором достигается сочетанием различных вариантов расположения насадок и заглушек в корпусе перфоратора, а также перемещением перфоратора вокруг или вдоль оси скважины.
Перфоратор АП-6М разработан в двух вариантах (АП-6М100 и АП-6М80), конструктивные отличия которых обусловлены, главным образом, размерами.
Перфоратор АП-6М100 имеет наружный диаметр 100 мм, а перфоратор АП-6М8О соответственно - 80 мм.
В соответствии с диаметрами определены и области применения конструкций. Перфоратор АП-6М100 применяются при обработках скважин диаметром 5 3/4 и более дюймов, а перфоратор АП-6М80 от 3 1/2 до 6 З/4 дюймов.
Пескоструйный перфоратор АП-6М100 состоит из корпуса (3); узла насадок (5), в комплект которого входят насадка, держатель насадки и стопорное кольцо; хвостовика (1); центратора (2); заглушек (6); клапана перфоратора (4) и клапана опрессовки труб (7).
Симметричная конструкция корпуса перфоратора позволяет 2 1/2» резьбой подсоединяться с любой стороны к трубам или устанавливать хвостовик с центратором корпуса перфоратора. За 2 1/2» резьбой расположена камера опрессовочного клапана (7), служащего для опрессовки колонны труб.
На корпусе перфоратора имеется 10 резьбовых отверстий, расположенных в трех горизонтальных плоскостях. В эти резьбовые отверстия монтируются узлы насадок. Для того, чтобы сохранить габариты перфоратора, а также предупредить прихваты и удары узла насадок о стенки скважины при спуско-подъемных операциях, узел насадки размещается заподлицо с корпусом перфоратора.
Торец шестигранника держателя насадки предохраняет корпус перфоратора от разрушения отраженной струей жидкости с песком. По мере износа шестигранника держатели заменяются. В держателях имеется конусное гнездо, в которое запрессовывается насадка. Стопорное кольцо фиксирует насадку в держателе.
Насадки перфоратора изготавливаются из абразивостойких сплавов ВК6 и ВК6М. Они имеют коноидальный вход и конусную проточную часть (конусность 0°20') с диаметрами на выходе 3,0; 4,5; 6,0 мм.
Для промывки скважин перфоратор снабжен хвостовиком с пером. В комплект перфоратора входят сменные центраторы для 5 и 6 дюймовых обсадных труб, которые монтируются на цилиндрической части хвостовика. Верхний торец хвостовика служит седлом клапана перфоратора (4).
1 - хвостовик; 2 - центратор; 3 - корпус; 4 и 7 - шарики; 5 - узел насадки; 6 - заглушка;
Перфоратор АП-6М80 конструктивно отличается от перфоратора АП-6М100. В нем сокращено число насадок до 6; уменьшены - внутренний диаметр до 30 мм, а соединительные резьбы до 2 дюймов, причем узел насадки выполнен так же, как и в перфораторе АП-6М100.
Таблица 2.1 Техническая характеристика
Минимальный диаметр колонны, в которой возможно проводить перфорацию, дюймы
Допустимая забойная температура, 0 С
С завода-изготовителя перфоратор поступает в сборе с комплектом заглушек. В зависимости от вида обработки устанавливают определенное расположение и количество насадок.
Для вырезки колонн, инициирования трещин гидравлического разрыва пласта, установки водоизоляционных экранов, насадки размещают в одной горизонтальной плоскости. В остальные гнезда ввертывает заглушки. При создании диаметрально противоположных вертикальных щелей, насадки располагают по образующей перфоратора.
Количество и расположения насадок при создании каналов определяет в зависимости от геолого-промысловых условий.
При повторном использовании перфораторов проверяют герметичность посадок клапанов /опрессовочного и клапана перфоратора/.
Перфоратор в сборе с насадками, заглушками и центратором без шаровых клапанов опускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах с тщательным замером их длины.
Глубину установки перфоратора проверяет методом радиоактивного каротажа лебедкой АЗИНМАША или допуском труб до забоя скважины, а также магнитным локатором.
Основные возможные неисправности перфоратора АП-6М и их устранение приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 Основные возможные неисправности перфоратора АП -6М
Утечки через опрессовочный клапан или клапан перфоратора.
Насадка не садится в гнездо держателя.
Несовпадение размеров насадки и гнезда.
Развернуть или расточить гнездо в держателе.
При гидропескоструйном вскрытии несколько маломощных пластов, отстоящих друг от друга на большом расстоянии, а такта пластов большой мощности с аномально высоким пластовым давлением, целесообразно применять блок гидропескоструйных перфораторов ПЗК-1 конструкции объединения «Азнефти»
Устройство П3К предназначено для гидропескоструйного вскрытия нескольких маломощных пластов, отстоящих друг от друга на большой расстоянии, а также пластов большой мощности и с аномально высоким пластовым давлением.
Устройство ПЗК позволяет осуществлять последовательную перфорацию снизу вверх одного или нескольких пластов независимо от расстояния между ними, без подъема труб и без прекращения подачи песчано-жидкостной смеси.
Характеристики устройства для гидропескоструйной перфорации скважин приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 Техническая характеристика ПЗК
Диаметр эксплуатационной колонны, в кот. применяется устр-во, мм
Максимально допустимое давление, кг/см 2
Допустимая температура на забое, о С
насосно-компрессорная 73 ГОСТвЗЗ-33
Устройство включает в себя до пяти отдельных перфораторов, соединяемых между собой патрубками или трубами (рис. 2.2.).
Рис. 2.2. Схема осуществления беспрерывной гидропескоструйной перфорации с применением устройства ПЗК;
I - вскрытие первого (нижнего) интервала;
Внизу сборки монтируется перфоратор, отличающийся тем, что шаровой клапан и седло клапана вмонтированы в нем стационарно (рис. 2.3. в), при этом узел выполнен так, что обеспечивается обратная промывка скважины.
Четыре верхних перфоратора имеют одну типовую конструкцию (рис. Б.2 а и б), состоящую из корпуса (1) с заплечиками (9), клапанного шара (5), затвора (4), уплотнительных колец (6), насадок (2), держателей н
Обоснование вскрытия продуктивного пласта путем ГПП дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Отчет по практике по теме Управление предприятием
Написать Сочинение О Дружбе 10 Предложений
Курсовая работа: Расчет аспирационных систем
Жизненный Цикл Семьи Курсовая
Реферат по теме Роль религиозных конфессий в духовной жизни российского общества
Реферат: Первая помощь при отравлении, обморожении
Курсовая работа по теме Экспертиза парфюмерной продукции
Реферат: Политическая культура и идеология
Курсовая работа: Биосинтез аминокислот
Реферат: Assess The Relevance Of Metaphors To Human
План Сочинения По Рассказу Распутина Простите Нас
Курсовая работа: Особенности исчисления налога на доходы физических лиц в ООО "Магнум"
Реферат: Charles Andre Marie Joseph De Gaulle Essay
Реферат: Смута на Руси
Мировой Опыт Использования Отходов Реферат
Дипломная работа: Проект предприятия по поставкам электронных компонентов ООО Планар-Плюс
Контрольная Работа По Английскому 7 Класс Афанасьева
Реферат: Йохан Хейзинга Игра. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая Эксплуатация Электрооборудования
Гражданская Оборона Российской Федерации Курсовая
Стратегические цели устойчивого развития города Темиртау - География и экономическая география курсовая работа
Анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия ГУП "Комбинат строительных материалов - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Система кровообращения - Биология и естествознание презентация