Перфорация скважин

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.