Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 [ 17 ] 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Перфоратор на боковой поверхности корпуса 1 имеет шесть отверстий, в которые ввернуты шесть насадок 6. Насадки изготавливаются из специальных сплавов, стойких к действию жидкостно-песчаной смеси (к истиранию) и диаметр проходного отверстия которых составляет 3; 4,5 и 6 мм.

Перфоратор может быть использован не только для перфорации, но и для резки прихваченных труб; резки щелей (горизонтальных, вертикальных или винтовых) и др.

После спуска перфоратора в скважину и обвязки наземного оборудования система должна быть опрессована давлением, превыша-

Рис. 1.20. Принципиальная схема аппарата для гидронескоструйной перфорации ЛП-бм:

I - корпус перфоратора; 2 - резьба для соединения с НКТ; 3 - шар он-рсссовочного клапана; 4 - седло онрсссовочного (верхнего) клапана; 5 - капал; б - насадки; 7 - нижний шар малого диаметра; 8 - седло нижнего шарового клапана; 9 - центратор; 10 - хвостовик

ющим рабочее в 1,5 раза. Перед опрессовкой в НКТ сбрасывается верхний шар большого диаметра (50 мм) 3, который садится на седло 4. После опрессовки системы закачкой жидкости в затрубное пространство (прямая промывка) шар выносится на устье и извлекается. Затем в НКТ сбрасывается шар малого диаметра 7, который садится в седло 8, отсекая хвостовик 10 от полости перфоратора и НКТ. Перфоратор готов к работе.

Подготовленная жидкостно-песчаная смесь закачивается в НКТ и, выходя из насадок, производит перфорацию. Обычная концентрация песка в жидкости составляет 80-100 кг/м.

Основными требованиями к рабочей жидкости являются:

- определенная плотность (чтобы в процессе ГПП не возникало фонтанных проявлений);

- определенная вязкость (чтобы в процессе закачки не было оседания песка в любом элементе системы);

- определенная фильтруемость (чтобы в образующихся кавернах не было сильного ее поглощения горной породой);

- доступность в необходимых количествах и ее приемлемая стоимость.

Обычно для ГПП используют воду или нефть, 5%-ный раствор ингибированной соляной кислоты и другие жидкости, применяемые в процессе нефтедобычи; при необходимости жидкость утяжеляется специальными добавками: бентонитовая глина, мел и т.п.

Объем рабочей жидкости зависит от схемы проведения процесса:

- закольцованная схема, при которой жидкостно-песчаная смесь используется многократно (при необходимости производят ее добавку в систему);

- с отделением песка и повторным использованием жидкости;

- со сбросом жидкости и песка (наземное оборудование непрерывно в процессе ГПП приготавливает жидкостно-песчаную смесь).

Первая (закольцованная) схема является предпочтительной, хотя в этом случае необходимо осуществлять тщательный и непрерывный контроль за качеством жидкостно-песчаной смеси. Совершенно очевидно, что выбор схемы проведения ГПП определяется экономическими показателями, например, себестоимостью процесса. В зависимости от реализуемой схемы процесса расход жидкости изменяется (при прочих равных условиях) от п 10 м"* до п 100 м\ а расход песка от л 1т до л 10 т.

Гидропескоструйная перфорация позволяет получать перфорационные каналы с чистой поверхностью и не изменять проницаемость на стенках каверны (в отличие от взрывных методов перфорации, при которых стенки перфорационных каналов в горной породе переуплотнены).

При проведении ГПП необходимо соблюдать жесткие требования регламентирующих документов по обеспечению жизнедеятельности персонала и соблюдению экологических нормативов.

В процессе проведения ГПП вследствие высоких давлений нагнетания жидкостно-песчаной смеси и значительных гидравлических сопротивлений колонна НКТ подвержена значительным нагрузкам. Наиболее опасным сечением в колонне НКТ является верхнее сечение (на устье скважины). Необходимо перед осуществлением процесса провести проверку верхнего резьбового соединения на страгивающую нагрузку F..

Эта нагрузка складывается из веса колонны НКТ в жидкости F. И нагрузки ОТ давления на устье F:

.р.=(,кт.ж+/=;)-, (1.60)

где К - коэффициент запаса прочности, принимаемый обычно равным/ = 1,3.1,5.

Нагрузка от веса НКТ в жидкости такова:

F = qHe, (1.61)

где q - вес одного погонного метра НКТ в воздухе, Н/м;

Н - глубина спуска НКТ (скважина вертикальная), м;

в - коэффициент потери веса НКТ в жидкостно-песчаной смеси с плотностью р:

р - плотность материала (стали) НКТ, кг/м. Нагрузка от устьевого давления равна:

= PyfuKV (1-63)

где - давление на устье скважины, Н/м; - площадь живого сечения НКТ, м. С учетом (1.62) и (1.63) перепишем (1.60) в следующем виде:

Ржи

у Juki