Аккаунт заблокирован хостинг-провайдером!
Природный газ. Состав, свойства, опасности.
Природный газ — сырье, а не готовое топливо
Состав и физические свойства природных газов. Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные. Газовые - это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости и кислых компонентов. Газоконденсатные - это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения. Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав табл. В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий. Физико-химические свойства углеводородов - Состав и физические свойства природных газов Подробности Категория: Энергосбережение в ТЭК Опубликовано
Эквадор выступил против OPEC. Закрытие коротких позиций по золоту и нефти. Экономика России переходит к росту? Иран увеличит добычу нефти в полтора раза. Природный газ — это самая благородная форма ископаемого топлива. Что же представляет из себя природный газ — мот могущественный невидимка XX —XXI, а возможно, и ЧХН века. Как известно, в земных условиях вещества встречаются в четырех состояниях: Газ полностью переходит в состояние плазмы, если он нагрет свыше десятков тысяч градусов или еще больше. Вещество в плазменном состоянии обладает особенными свойствами: При распаде плазмы, при ее охлажде нии до нескольких тысяч градусов, электроны возвращаются и I свои места не сразу, а вначале попадают на более высокие нгргетические уровни, сильно удаленные от атомного ядра. Когда электроны находятся на мисоких энергетических уровнях, они входят в состав атома и одновременно окружены плазмой, не успевшей распасться, и шаимодействутот с нею. В результате вещество переходит в in мое удивительное состояние, по плотности газообразное, а по свойствам — металлическое. У металлов, как известно,. В связи с широким использованием ЭВМ для приближенных вычислений появилась возможность решить ряд задач о кавитационных течениях, не имеющих аналитических решений. Одним из численных методов, применяемых при расчете кавитационных течений, является метод конечных разностей. Для иллюстрации применения этого метода рассмотрим осесимметричное кавитационное обтекание тела по схеме с зеркалом в потоке, ограниченном твердыми стенками рис. Примем цилиндрическую систему координат. Направление вектора скорости составляет угол 0 с осью г. Удобно рассматривать задачу в безразмерном виде. Осесимметричное кавитационное обтекание тела в потоке, ограниченном твердыми стенками: Однако в этом случае возникают определенные трудности при построении сетки вблизи криволинейных границ. Здесь рассмотрим новую форму уравнений, в которых роли ф, ф и я, г меняются. Сопоставляя затем первое и четвертое, второе и третье выражения V. После подстановки новых обозначений в выражения V. Зная решение уравнения V. Получим формулы для определения этих величин. Возведем в квадрат выражения V. Графическое представление метода конечных разностей: Разделив левую часть второго выражения V. Согласно методу конечных разностей методу сеток плоскость течения разбивается взаимно перпендикулярными параллельными линиями на прямоугольники ячейки. Угловые точки каждого прямоугольника называются узлами. В рассматриваемой плоскости течения Ф, 4 я обозначено: Смысл метода конечных разностей состоит в том, что при малых значениях пит производные искомой функции в какой-либо. Пусть функция f х представлена на рис. В соответствии с [56] выразим ее первую и вторую производные через центральные разности:. В соответствии с [75] выразим частные производные, входящие в V. В качестве примера рассмотрим точку с индексом 0 рис. Обозначая левую часть V. При решении задачи необходимо выписать столько уравнений типа V. Присоединяя к этим выражениям еще зависимости, полученные при удовлетворении граничным условиям, можно записать систему алгебраических уравнений, определяющую значения искомой функции в узлах сетки. Точность решения зависит от размеров сетки: Однако полученные выше уравнения нелинейны, и поэтому их решение можно получить методом итерации последовательных приближений Гаусса—Зейделя, смысл которого состоит в следующем. В начале процесса итерации задаются значениями g во всех узлах сетки. Затем, обозначая индексом i значения в узле после i-й итерации, мы повторяем операцию для каждой точки по формуле. Для составления системы алгебраических уравнений предположим, что площадь прямоугольника на безразмерной физической плоскости? Нумерация узловых точек принята в соответствии со схемой на рис. Принимая центральную точку прямоугольника за исходную, составим систему алгебраических уравнений:. Рассмотрим теперь значения функции g на границах области ABCDEFA плоскости Ф,? На участке DE , соответствующем смоченной поверхности тела, граничные условия зависят от его формы. Производные, входящие в V. Подставляя затем производные V. На участке DC см. Известно, что в схеме с зеркалом Рябушинского каверна симметрична относительно вертикальной оси ВС см. Это приводит к следующему соотношению значений функции g в точках Т см. Однако для того чтобы уменьшить объем вычислений, границу AF устанавливают там, где еще возможны некоторые возмущения потока. В связи с этим в [75] на основании изучения различных ана-. Это условие допускает небольшие возмущения однородного потока перед телом. Таким образом, окончательно решение задачи сводится к совместному решению системы уравнений V. Сравнение расчетных и экспериментальных зависимостей коэффициента сопротивления от числа кавитации. Как видно, число кавитации слабо влияет на картину распределения коэффициента давления, а совпадение с экспериментальными данными вполне удовлетворительное. Эти результаты точно совпадают с экспериментальными данными []. В [75] приведены аналогичные результаты для сферы, из которых следует, что распределение коэффициента давления по смоченной поверхности мало зависит от х, за исключением района точки отрыва каверны. Экспериментальные данные о сопротивлении лежат значительно ниже соответствующих теоретических кривых. II и III были рассмотрены методы решения плоских задач о кавитационном обтекании тел, основанные на классической теории струй идеальной жидкости и использовании аппарата теории функции комплексного переменного применительно к различным схемам, имитирующим течение в конце каверны. Однако этот метод пригоден главным образом для решения задач об обтекании тел, имеющих острые срывные кромки. Поэтому появилась необходимость в разработке универсального метода, пригодного для расчета характеристик профилей произвольной формы в том числе и гладких, имеющих непрерывную касательную без каких-либо ограничений, обусловленных формой профиля и формой замыкания в конце каверны. Ниже рассматривается метод вихревых особенностей для решения плоских кавитационных задач, в котором использован способ последовательных приближений [6]. II указывалось, что в методе вихревых особенностей обтекание сложного контура тело — каверна можно определить путем наложения на основной поступательный поток возмущенного потока от системы вихрей неизвестной интенсивности у S , непрерывно, распределенных на сложном контуре К. Контур К состоит из. Неизвестная интенсивность у S определяется согласно II. В случае решения прямой задачи выражения V. Рождественский необходимости определения координат контура К решается обратная задача, в этом случае V. Любое из приведенных уравнений или их комбинацию можно использовать для решения кавитационной задачи. В точках, лежащих на границе каверны Г, интегральные уравнения становятся нелинейными относительно искомых значений координат границ каверны. При определении границы каверны используют V. Для решения применяют метод итерации последовательных приближений. Зная форму каверны, легко рассчитать значение функции F 2 S 1 , S для любой точки контура. Для вычислений исходные функции у S и т S должны быть каким-то образом аппроксимированы, причем выбор аппроксимации влияет на точность и время расчета. Построив исходный контур из V. Это значение подставляют затем в правую часть выражения V. Поэтому в дальнейшем надо изменить форму каверны так, чтобы на границе каверны было постоянное распределение скоростей. Для этого необходимо задать значение скорости V K на границе каверны; она может быть принята равной скорости в точке схода. Распределение скоростей на смоченной части контура остается пока прежним. Пользуясь этими значениями т 5 , можно снова рассчитать распределение скорости по полученному контуру. После этого процесс уточнения координат границ каверны должен быть продолжен. В случае обтекания тела с острыми кромками кривизна каверны в точках схода стремится к бесконечности. Это обстоятельство необходимо учитывать при выборе аппроксимации формы границы каверны вблизи точки схода. Так, например [6], вблизи точки схода каверна аппроксимировалась двояко:. При расчетах по формуле V. Для иллюстрации изложенного выше метода ниже рассмотрим пример расчета обтекания клина единичной длины по схеме с зеркалом при произвольном числе кавитации рис. Функция у я аппроксимировалась: Выберем вихревую систему так, как показано на рис. Будем искать вызванную скорость в некоторой произвольной точке контура S x с координатой х от непрерывно расположенных вихревых особенностей контура клин—каверны—клин. Прежде чем преобразовывать уравнения V. Обозначая dS 1 и dS дифференциалы. К решению задачи о кавитационном обтекании клина по схеме Рябушинского с помощью метода вихревых особенностей. Кроме того, исходя из рассмотрения треугольников см. Тогда с учетом формул V. Изложенный выше случай кавитационного обтекания клина по схеме с зеркалом был рассчитан на ЭВМ рис. Ь , 1 К — длина и ширина каверны. Применение метода вихревых особенностей для расчета осесимметричного обтекания тела в режиме развитой кавитации. Рассмотрим осесимметричное кавитационное о текание твердого тела произвольной формы. Для схематизации течения в хвосте каверны примем обобщенную схему Рябушинского, согласно которой каверна замыкается на фиктивное тело рис. При решении задачи необходимо найти форму каверны и распределение скоростей на поверхности тела, свободной от каверны [2]. Распределяя по поверхности единого тела вихревой слой и используя закон Био и Савара, можно составить два интегральных соотношения, связывающих форму контура меридионального сечения тела с интенсивностью вихревых колец. При решении задачи примем прямоугольную систему координат хОу с началом, расположенным посредине длины тела на оси его симметрии. Положительные направления осей указаны на рис. Будем искать скорость Vs i в некоторой точке Si х, у , вызванную продольным обтеканием тела потоком жидкости со скоростью Foo и вихревыми особенностями, расположенными на поверхности тела. Примем текущие координаты элементарной вихревой особенности в некоторой точке S — Е, rj,?. Осесимметричное кавитационное обтекание твердого тела произвольной формы обобщенная схема Рябушинского. К выводу формул нормальной и тангенциальной составляющих скорости V. Скорость dVsy, вызванная элементом вихревого кольца dS в точке Si, находится на основании уравнения Био и Савара:. Принимая во внимание, что на теле расположен вихревой слой переменной по длине интенсивности, представим выражения для нормальной и касательной составляющих скорости в точке S x с учетом V. Как следует из рис. Для преобразования числителей подынтегральных выражений в V. Для преобразования знаменателей в V. Кроме того, для облегчения расчетов в дальнейшем будем рассматривать безразмерные величины: Для определения неизвестной интенсивности вихрей 7 Е , входящих в V. В результате после преобразования V. Приведенные соотношения обычно используют для определения вызванных скоростей на контуре меридионального сечения твердого тела при его безотрывном обтекании. Как уже указывалось, при решении плоской кавитационной задачи V. На смоченных частях контура, свободных от кавитации, искомой величиной является 7 , и V. На границах каверны известна величина 7 , которая постоянна в силу постоянства давления в каверне, a V. Для исследования кривизны контура меридионального сечения каверны вблизи точки отрыва в работе [ 2 ] после ряда промежуточных преобразований уравнения V. По приведенным выше формулам на ЭЦВМ были произведены расчеты кавитационного обтекания двух тел: Была принята следующая процедура вычислений. Сначала задавалась форма меридионального сечения так называемой пробной границы каверны. Далее по формуле V. Вычисленные значения 7 подставляют затем в V. Определенные таким образом координаты границы каверны использовались вновь для вычисления 7 по V. Так же, как и в случае плоского кавитационного обтекания гладкого контура, при произвольном задании положения точек отрыва кривизна меридионального сечения границы каверны в этой точке, вообще говоря, бесконечно большая и при заданном режиме течения, определяемом числом кавитации, становится конечной только в одной точке. Сначала положение точки отрыва задается произвольно.. Время, затрачиваемое на расчеты с помощью ЭЦВМ, невелико-и составляет для одного режима обтекания каверна заданной длины 10—15 мин. Для сравнения приведены экспериментальные данные Л. Экспериментальные и расчетные зависимости для шара, полученные по формулам V. При малых числах кавитации согласование расчетных зависимостей с данными Л. Эпштейна можно считать удовлетворительным. С ростом числа кавитации в эксперименте заметно увеличение угла отрыва каверны, тогда как расчеты показывают сравнительно слабое его увеличение. Во введении уже было сказано о том, что развитые кавитационные течения можно получить, вдувая воздух или другой газ в область разрежения за плохообтекаемым телом. При экспериментальных исследованиях в качестве таких тел широко используют простейшие тела: При многих экспериментальных исследованиях осесимметричных кавитационных течений в качестве тел кавитаторов , за которыми образуется каверна, приняты диски, сферические и эллиптические головки. Эксперименты позволяют выявить ряд особенностей кавитационных течений: Каверна, образованная за диском, при определенных числах Фруда имеет на большей части своей длины гладкую прозрачную поверхность рис. Однако это свойство существенно зависит от степени турбулентности потока. При повышении турбулентности потока например, путем его искусственной турбулизации на поверхности каверны, образованной за диском, появляются высокочастотные колебания — волны рис. На поверхности сферических и эллиптических кавитаторов есть пограничный слой, который вблизи точки отрыва каверны разрушается и служит источником возмущения поверхности каверны. На небольшом участке длины за точкой отрыва каверна имеет гладкую и прозрачную поверхность течения. Однако сразу же за этой областью появляется система поверхностных волн с амплитудой, возрастающей вниз по потоку. Ряд исследователей предполагает, что эти волны возникают вследствие роста неустойчивости отделенного пограничного слоя кавитатора. Эксперименты показывают, что для сглаживания поверхности каверны необходимо обеспечить устойчивость ламинарного. Основная задача вторичного вскрытия — создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации. При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:. В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы. В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта. Пласты с подошвенной водой и газовой "шапкой" перфорируются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, неоднородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны. Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии забойное давление в скважине выше пластового и депрессии забойное давление в скважине ниже пластового. При репрессии следует вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо от положения интервала перфорации, в том числе и в приконтакт-ных зонах ВНК, ГНК и при наличии в нефти агрессивных компонентов углекислый газ, сероводород. Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости из скважины в пласт. Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную при необходимости жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на — м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством задвижкой с превентором. Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. В подавляющем большинстве случаев перфорационные работы всех видов в скважинах производятся при репрессии Ар р на продуктивный пласт. При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной толщиной до 5—1,5 мм и ин-фильтрационной радиусом до — мм зон. Чем больше репрессия на пласт а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом , тем более мощная блокирующая зона образуется при вскрытии пласта. Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие или гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные. В последние годы появились пулевые перфораторы с вертикально-криволинейными стволами, обладающие высокой пробивной способностью. Сейчас они ограниченно применяются в некоторых геолого-технических условиях. Гидропескоструйная перфорация, относимая некоторыми авторами даже не к средствам вскрытия, а к средствам интенсификации притока, как показал промысловый опыт, не дает существенных преимуществ перед широко распространенной кумулятивной перфорацией. По этой причине, а также в связи с большой трудоемкостью широкого распространения гидропескоструйная перфорация пока не получила. Для вторичного вскрытия пластов применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 поперечные габариты 90, 73 и 70 мм , которые могут спускаться в обсадную колонну с минимальным внутренним диаметром ,5 и 98 мм. У перфораторов типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил отдачи парные стволы идут в общих пороховых камерах навстречу друг другу. Перфоратор ПВТ73 отличается двухствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по двум каналам в противоположных направлениях. В одноканальном многосекционном перфораторе ПВК70 ствол проходит по оси перфоратора, причем используются пули с увеличенными диаметром и массой. Области применения перфораторов типов ПВН, ПВК, ПВТ определяются как термобарическими предельная температура и максимальное допустимое давление , так и геологическими условиями. Формирование перфорационных каналов в пласте, полученных с помощью кумулятивных зарядов, имеет следующие особенности. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем головная часть струи, этот так называемый пест может застревать в уже образовавшемся перфорационном канале и частично или полностью закупоривать его. При проникании струи в преграду расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно превышает диаметр струи. Однако за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уп лотнение породы вокруг канала, так и разрыхление ее. Корпусные кумулятивные перфораторы, с помощью которых выполняется большой объем работ по вскрытию продуктивных пластов в России, оказывают наименьшее нежелательное взрывное воздействие на обсадную колонну и заколонное цементное кольцо, поскольку основную часть энергии взрыва зарядов воспринимает на себя корпус перфоратора. Из перфораторов типа ПК более распространены перфораторы ПКДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО — перфораторы ПКО98, ПКО Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорить проведение прострелочно-взрывных работ, так как вскрываемая за один спуск перфоратора толщина пласта может достигать 30 м. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно производить вскрытие при спуске их внутри насосно-компрессорных труб. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно выше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединительных деталей, которые в последующем могут привести к осложнениям при эксплуатации скважин. Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах страны наибольшее распространение нашли перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС, ПКС65, из разрушающихся — перфораторы с зарядами в литых алюминиевых оболочках КПРУ65, ПР Размеры перфорационных каналов, получаемые при отстреле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по единым мишеням с породами прочностью на одноосное сжатие 45 МПа, приведены на рис. Образование канала в преграде при гидропескоструйной перфорации осуществляется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, выходящей из насадки, а также абразивного действия песка, содержащегося в струе. Это пока единственный промышленно применяемый в настоящее время способ вскрытия пластов, исключающий воздействие взрывных нагрузок на пласт и, следовательно, особенно целесообразный в тех случаях, когда механоактиваци-онные процессы могут значительно ухудшить проницаемость пористой среды. Размеры перфорационных каналов для перфоратов основных типов при отстрелах по единой мишени обсадная колонна - цементное кольцо -порода:. Для создания необходимых давлений при прокачке гидроабразивных смесей используются насосные агрегаты 2АН и 4АН, количество которых на одну операцию может изменяться от 2 до 6 и более. Как показали стендовые испытания, а также промысловые эксперименты с использованием скважинной мишени, в условиях гидростатических давлений, характерных для скважин средних глубин, глубина перфорационных каналов в породах средней прочности не превышает мм. Учитывая значительно большую трудоемкость осуществления гидропескоструйной перфорации по сравнению с кумулятивной и пулевой, на промыслах она применяется в настоящее время довольно редко. Как разновидность описанного, известен метод азотогидропескоструйной перфорации, разработанный ЦНИЛом г. Сущность метода заключается в образовании отверстий или прорезей в обсадной колонне и каналов или выработок в цементном кольце и породе пласта с помощью газожидкостной струи, содержащей абразивный материал. Утверждается, что за счет добавления газа в жидкостно-песчаную смесь можно значительно в 1,5 — 2 раза увеличить размеры перфорационных каналов. На размеры выработки существенно влияет значение газогидросодержания. Наряду с возможностью увеличения длины канала при гидропескоперфорации с азотом прослеживается еще ряд преимуществ по сравнению с использованием жидкостно-песчаных смесей: При проведении процесса важным фактором успеха является создание давления в скважине значительно меньше гидростатического. При этом сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт. Разработанные технология и оборудование обеспечивают проведение работ в скважинах глубиной — м. С некоторыми усовершенствованиями технология может быть использована в скважинах глубиной до м. Небольшой объем внедрения был положительным. Скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю толщину, то такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта. В обоих случаях фактический дебит при прочих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые обусловлены искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоствольной зоне пласта и на стенке скважины точнее, на границе скважина — пласт. Сгущение линий токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, вскрывшей продуктивный пласт на всю толщину. По причине нарушения геометрии течения жидкости и газа рассматриваемые виды несовершенства иногда называют несовершенством геометрическим. Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом R K , свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии м, до стенки скважины радиусом 0,1 м, то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в пористом пространстве. Следовательно, призабойная зона играет решающую роль в притоке жидкости к скважине. Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий потоков. Как отмечено выше, в общем случае выделяют три типа гидродинамического совершенства скважин:. В пласте вокруг скважины радиусом г с образуются две зоны с измененной проницаемостью — зона проникновения фильтрата радиусом R зп и зона кольматации радиусом г к рис. Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта. Коэффициент с 1 определяется степенью вскрытия продуктивного пласта, а коэффициент с 2 зависит от длины 1 К и диаметра d K перфорационных каналов и плотности перфорации п. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В. Щурова, построенным по результатам экспериментов на электролитических моделях, или по формулам, полученным математической обработкой экспериментальных данных. Оценим качественно влияние параметров перфорации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле 5. Результаты расчетов иллюстрируются графически на рис. При очень больших значениях плотности перфорации и длины каналов на этом рисунке появляется область, где значение коэффициента совершенства больше единицы, то есть геометрически несовершенная скважина имеет в этой области более высокую продуктивную характеристику, чем если бы она была совершенной. Теоретически это объясняется на основе закона распределения давления в пласте вокруг работающей скважины. В промысловых условиях таких случаев практически нет. Поперечный размер каналов перфорации см. Эти выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда пористая среда во всех точках пласта имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические перфорационные каналы чистые по всей длине. Реальная картина притока нефти или газа в скважину в значительной степени осложняется отмеченными ранее негативными явлениями. Схематичное изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. В данном случае дополнительные фильтрационные сопротивления обусловлены снижением проницаемости породы вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть определен с помощью, например,. Американские исследователи для случая ламинарного потока в перфорационный канал предлагают использовать формулу. Если в зоне вокруг перфорационного канала происходит нарушение линейного закона фильтрации Дарси что характерно для высокопродуктивных нефтяных скважин и особенно для газовых скважин , то значение Б п резко возрастает. Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину на каротажном кабеле в зону перфорации с заполнением скважины обычно тем же буровым раствором, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфорационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него. Кроме того, при воздействии взрывных нагрузок на призабойную зону через перфорационные каналы в пласте могут происходить следующие механоактиваци-онные процессы: В результате механоактивации поверхность твердого тела приходит в неравновесное активное состояние. Например, поверхностный центр атом на поверхности путем перехода из электронно-колебательного в электронное возбуждение становится активным и способным вступать в реакции с молекулами окружающей среды. За счет пьезоэффекта возникающие в кристаллах электрические поля могут существенно изменить взаимодействие породы с полярной жидкостью, проникшей в пласт, а в некоторых случаях и полностью блокировать эти проводящие пути для жидкости. Такие явления еще недостаточно изучены, однако имеющийся лабораторный и промысловый материал уже позволяет сделать некоторые выводы и выдать практические рекомендации по выбору наиболее целесообразной технологии вторичного вскрытия пласта. Эксперименты по отстрелу наиболее распространенных кумулятивных перфораторов ПКДУ с имитацией перепада давления из пласта в скважину при давлениях в зоне перфорации 10, 20, 30, 40 МПа и при горных давлениях соответственно 25, 50, 75 и МПа показали следующее. В искусственном песчанике в этом диапазоне давлений глубина получаемого канала мало изменяется и составляет в среднем мм при диаметре канала 12 мм. Несмотря на наличие видимой зоны уплотнения породы вокруг перфорационного канала, пропускная способность мишени с реальным каналом дф оказалась равной д ид для этих же размеров каналов, то есть коэффициент совершенства ф оказался равным единице. Это означает, что канал, полученный в условиях перфорации на депрессии, является эффективным по всей длине и не имеет зоны породы пониженной проницаемостью. Следовательно, если бы перфорация в скважине производилась в этих условиях, то для расчета дебита перфорированной скважины можно было бы воспользоваться графиками В. Следует отметить, что в аналогичных условиях, по данным американских авторов, кумулятивные заряды различных фирм США не дают таких гидродинамически эффективных каналов при отстрелах на депрессии, очевидно, вследствие конструктивных особенностей зарядов и используемой для лабораторных исследований мишени. Серия отстрелов этих же зарядов при перепаде, направленном из скважины в пласт, с использованием различных жидкостей, заполняющих скважину, проведенная для выяснения количественного влияния твердой и жидкой фазы на степень загрязнения породы вокруг перфорационных каналов, показала следующее. При отстреле зарядов с использованием воды при репрессии на пласт 1 МПа коэффициент совершенства канала оказался равным 0, Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства Ф канала от значения репрессии Ар р при перфорации в хроматном растворе. Это говорит о том, что уменьшение коэффициента совершенства канала от 0, до 0,54 и 0,45 может быть объяснено только проникновением твердой фазы в поры породы. Этот канал длиной мм с зоной загрязнения дает такое же значение дополнительных фильтрационных сопротивлений в цилиндрическом керне диаметром 90 мм и длиной мм, как и чистый канал длиной всего 8—18 мм, то есть несовершенная технология перфорации на репрессии с использованием буровых растворов сводит на нет преимущество длинных перфорационных каналов. Гайворонским и другими исследователями были проведены эксперименты с использованием буровых растворов, нашедших наиболее широкое применение при бурении скважин и их перфорации в Западной Туркмении. Видно, что темпы снижения коэффициента совершенства ф канала наиболее высоки в интервале репрессии А р р до 2 МПа, то есть даже малейшая репрессия на пласт в момент перфорации приводит к существенному ухудшению качества гидродинамической связи перфорационных каналов с пластом. Видно, что в обоих случаях с ростом первоначальной проницаемости породы коэффициент совершенства канала существенно снижается. Видно, что чем больше содержится в буровом растворе мелкой фракции и чем больше размер пор, тем в большей степени снижается коэффициент совершенства перфорационных каналов. Очевидно, через перфорированный канал в по-ровое пространство из раствора потоком фильтрата заносятся наиболее мелкие твердые частицы, которые при обратном потоке пластовой жидкости не удаляются из пор. В тех случаях, когда размер твердых частиц больше диаметра пор, они в поровое пространство потоком фильтрата не заносятся. Проведенные эксперименты позволяют сделать следующий важный вывод: Технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии и с применением растворов на водной основе с твердой фазой приводит к тому, что низкопроницаемые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, а высокопроницаемые — при перфорации. Результаты лабораторных экспериментов дают качественное представление о влиянии отдельных факторов на эффективность вскрытия пластов перфорацией, а результаты лабораторных экспериментов на мишенях с плоскопараллельной фильтрацией нельзя без корректировки переносить на плоскорадиальную скважинную систему потока. При тех же условиях в плоскорадиальной системе поток жидкости более равномерно распределяется по длине канала. Наличие вокруг перфорационного канала зоны пониженной проницаемости несколько уравнивает распределение потока жидкости по длине канала в этих системах. Для количественной оценки влияния образующейся зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфорации и образующейся зоны проникновения фильтрата при бурении группа американских исследователей решила задачу о притоке жидкости к скважине численным методом с помощью компьютеров. Полученные ими результаты позволяют оценить как раздельное, так и совместное влияние параметров этих зон. Вначале оценим только влияние несовершенной технологии перфорации, когда вокруг каналов образуется зона пониженной проницаемости породы толщиной 6. Влияние толщины этой зоны изучено в пределах от 6 до 1 6 мм. Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раз была больше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Поскольку радиус зоны проникновения обычно превышает мм, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает — мм, то выполнить указанное условие на данном уровне развития техники кумулятивной перфорации как правило не удается. Зависимость коэффициента совершенства от параметров зоны проникновения, образующейся вокруг скважины во время бурения, при длине каналов перфорации мм показана на рис. Здесь также наглядно видно, что значения коэффициентов совершенства близки к единице при толщине зоны проникновения в 2 — 3 раза меньшей длины каналов перфорации. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства ф скважины от толщины прискважинной зоны с пониженной проницаемостью:. Как видно, в рассматриваемом диапазоне изменения этих параметров коэффициент совершенства не превышает значения 0,5, причем параметры зоны проникновения здесь влияют на совершенство в меньшей степени, чем при условиях, рассмотренных на рис. Характерная особенность предлагаемых задавочных растворов — отсутствие в них твердой фазы, наличие которой, как было показано ранее, в наибольшей степени снижает гидродинамическую эффективность перфорационных каналов. Для обработки перфорационной жидкости могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ эффективно снижают поверхностное натяжение и краевой угол смачивания, способствуют увеличению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды и суммарной проницаемости для них. Нефтерастворимые ПАВ эффективно снижают относительную проницаемость пористой среды для воды, способствуют уменьшению водонасыщенности породы и толщины гидрат-ных оболочек, гидрофобизируют поверхность поровых каналов. Наиболее подходящими для обработки перфорационных жидкостей растворами на водной основе являются неионогенные ПАВ ОП-7, 0П, уФэ 8 , КАУ-ФЭ 14 , дисолван и др. Ионогенные анионные — сульфонол, азолят, сульфонатрие-вые соли СНС и катионные — катапин, выравниватель А и др. ПАВ могут давать осадки с минерализованной водой, интенсивнее адсорбируются на поверхности породы. При использовании буровых растворов на нефтяной основе перфорацию также следует проводить с применением подобных задавочных растворов. Рассмотренные растворы могут успешно выполнять функции задавочных только в тех случаях, когда значение пластового давления ниже гидростатического. Следует отметить, что раствор хлористого кальция способствует агрегированию глинистых частиц в пласте, в результате чего в некоторой степени снижаются негативные последствия применения при бурении буровых глинистых растворов на водной основе. Более кардинальным направлением совершенствования технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией является перфорация на депрессии при герметизированном устье скважины, которая может осуществляться в двух вариантах:. Перфорация на депрессии — наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, поскольку в момент создания перфорационных каналов под действием больших градиентов давления возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, в результате чего происходит самоочистка перфорационных каналов и породы призабойной зоны. В дополнение к указанному достоинству необходимо отметить, что для газовых скважин и нефтяных фонтанных скважин процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока нефти или газа из пласта в скважину. Рассмотрим технологию и технику перфорации на депрессии. По первому варианту применяют перфораторы КПРУ65, ПР54, ПР До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. На место буферного патрубка устанавливается лубрикатор — устройство, позволяющее спускать в работающую скважину какие-либо приборы при наличии давления на устье. Снижением уровня раствора в скважине замена на облегченный раствор, полное удаление раствора из скважины и заполнение ее воздухом, природным газом или азотом создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями, выбранный применительно к данным геологотехническим условиям. В скважину через лубрикатор необходимой длины максимальное число одновременно спускаемых кумулятивных зарядов не должно превышать — на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его против перфорируемого интервала. После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же проявлять себя, и происходит интенсивный процесс очистки перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Однако устройство лубрикатора таково, что позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно снова произвести его спуск в скважину для дострела нужного интервала. При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолевать большое расстояние до соударения с преградой — обсадной колонной, а известно, что глубина пробивания в преграде в значительной степени зависит от толщины слоя жидкости рис. Поэтому наибольший эффект следует ожидать от применения таких перфораторов в газовой среде, в связи с чем за рубежом для вскрытия газоносных пластов иногда применяют следующую технологию. После неполного удаления жидкости с забоя скважины в нее через лубрикатор спускают малогабаритный перфоратор, к нижней части которого подсоединяют дополнительно один-два заряда в индивидуальных оболочках, срабатывающие отдельно от всего перфоратора подачей электрического импульса с поверхности. После включения в работу вскрытой этими зарядами части газоносного пласта и полного удаления жидкости с забоя скважины осуществляется срабатывание всей сборки перфоратора в среде природного газа. Опыт промышленного применения такого способа перфорации показал его высокую эффективность. Так, на газовых промыслах Северного Кавказа в результате вскрытия на де-. Зависимость длины канала перфорации 7 К в породе от толщины слоя воды Ь ж в зоне перфорации при давлении 30 МПа при использовании различных перфораторов:. Более того, удалось освоить ранее пропущенные газоносные пласты. Аналогичные результаты с использованием перфораторов типа ПР были получены на Украине. Это приводит к тому, что они могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в НКТ или закупорить устьевый штуцер. Как показывает опыт применения перфораторов типа КПРУ и ПР, на 1 м перфорируемого интервала обсадная колонна внутренним диаметром мм заполняется осколками на высоту — мм, а без наличия зумпфа это может вызвать осложнения во время освоения или эксплуатации скважины. Подробное описание области и методики применения этого способа перфорации приведено в соответствующих инструкциях по применению прострелочно-взрывной аппаратуры, из которых отметим основные. Известно, что наибольшее отрицательное влияние буровых растворов, проникающих в пласт при бурении и перфорации, проявляется при вскрытии газоносных пластов. Поэтому в первую очередь необходимо предусматривать вскрытие через НКТ в газовой среде именно этих пластов. Целесообразно их применение для вскрытия высоконапорных нефтяных пластов в добывающих фонтанных скважинах, так как в этом случае совмещается процесс вскрытия с процессом освоения. Они незаменимы при дострелах новых интервалов в работающих скважинах без их остановки что особенно важно при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в период падающей добычи , при вскрытии пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, при перестреле пласта, если предыдущая перфорация на репрессии не дала желаемых результатов. Для вскрытия пластов на депрессии по второму варианту с помощью перфораторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах, используют корпусные перфораторы одноразового использования типа ПКО, которые срабатывают не от электрического импульса кабель здесь отсутствует , а от механизма ударного действия. Последний срабатывает при нажиме на него резинового шара, сбрасываемого в колонну труб с закачкой в них порции жидкости. Такие перфораторы ПНКТ89 и ПНКТ73 спускаются вместе со специальной головкой с ударно-взрывным устройством для срабатывания кумулятивных зарядов. В этих перфораторах имеются устройства для передачи детонации от секции, что позволяет их свинчивать друг с другом для одновременного вскрытия интервала пласта толщиной до 50 м и более. После срабатывания перфоратора и соединения скважины с пластом прострелянный корпус перфоратора остается в скважине, если скважина работает фонтанным способом. В скважину, заполненную буровым раствором, спускают колонну насосно-компрессорных труб, в нижней части которой крепится перфоратор типа ПНКТ, с установкой его против вскрываемого интервала. Устье скважины обвязывают фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины прямой или обратной циркуляцией или замены ее на более легкую создают необходимую депрессию на пласт, обычно не превышающую 10 МПа, при этом давление на забое должно быть не менее. Через устьевую задвижку внутрь колонны НКТ сбрасывают резиновый шар, который потоком подаваемой по трубам жидкости проталкивается до механизма ударного действия. От этого механизма срабатывает устройство инициирования зарядов. После сообщения пласта со скважиной нефть или газ из пласта поступают в колонну насосно-компрессорных труб как через отверстия в корпусе перфоратора типа ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, так и через специальные циркуляционные окна, расположенные выше перфоратора. Таким образом, перфораторы типа ПНКТ являются единственными, для спуска которых в скважину не используется каротажный кабель, а следовательно, и отсутствует необходимость доставлять каротажный подъемник на скважину, что особенно ценно в условиях бездорожья европейский Север, Сибирь. Практически все работы могут быть выполнены с использованием имеющегося на скважине бурового оборудования. Кроме указанной области наиболее целесообразного применения перфоратор типа ПНКТ следует еще дополнить, что его более удобно использовать в скважинах с большим углом наклона, где затруднен спуск перфораторов на кабеле; скважинах, где целесообразна перфорация на депрессии, а использование перфораторов типа ПР опасно из-за наличия осколков от перфоратора особенно при отсутствии зумпфа в скважине ; при вскрытии многоколонных конструкций, когда необходима повышенная пробивная способность зарядов. К недостаткам этого способа перфорации следует отнести невозможность спуска в зону работающего пласта геофизических приборов дебитомеров, термометров и т. Кроме того, данный способ не позволяет произвести повторную перфорацию без подъема колонны НКТ, а следовательно, без глушения скважины раствором; имеется опасность прихвата перфоратора в скважине песком при ее длительной работе в процессе эксплуатации слабосцементированных пластов. Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить максимально возможное гидродинамическое совершенство скважины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации. Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, уплотненностью, расстоянием от ГНК, ВНК и соседних пластов и методов перфорации. Более низкая плотность перфорации при депрессии объясняется обеспечением при этом методе полной очистки про-стрелочных каналов от шлама и возникновением вокруг каждого канала больших локальных депрессий непосредственно после перфорации. Типоразмер перфоратора выбирают на основе детальных сведений о состоянии цементной оболочки, эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойствах жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно перфорируемого интервала, количестве колонн, перекрывающих пласт, термодинамических условиях в скважине, толщине пласта. Вначале выбирают группу перфораторов, которая может быть применена при данных термобарических условиях в скважине. Вскрытие пластов при наличии более одной колонны осуществляется по индивидуальным планам с использованием наиболее эффективной прострелочно-взрывной аппаратуры. Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, не рекомендуемые по следующим причинам:. Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитываются следующие особенности перфораторов: Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру. Решение о выборе типоразмера и плотности перфорации принимает геологическая служба нефтегазодобывающего управления. При гидропескоструйном методе вскрытия монолитные однородные по проницаемости пласты вскрывают точечными каналами. Плотные, абразивостойкие слабопроницаемые коллекторы песчаники, известняки, доломиты эффективнее вскрывать вертикальными щелями высотой не менее мм и не более мм. Максимальный охват пласта обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке. При вскрытии пластов гидропескоструйным методом применяют пескоструйные перфораторы АП-6М с насадками диаметром 4,,0 мм. Технология проведения гидропескоструйной перфорации разрабатывается согласно Временной инструкции по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта. При этом по действующим в настоящее время единым техническим правилам ведения буровых работ требуется заполнять эксплуатационную колонну буровым раствором, применяемым при первичном вскрытии пластов. За рубежом уже давно отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости для перфорации без твердой фазы или содержащие кислоторастворимые наполнители. В отечественной практике аналогичные способы ведения работ не нашли широкого применения по различным причинам, главная из которых заключается в несовершенстве существующей практики перфорации скважин с использованием специальных жидкостей. Перед перфорацией при депрессии башмак НКТ с перфоратором типа ПНКТ спускают до такой глубины, чтобы была обеспечена надежность замены жидкости в интервале перфорации и выше него на — м на перфорационную жидкость ИЭР, нефть, дизельное топливо, РНО, водный раствор сульфонола, полимерный раствор, водные растворы хлоридов и бромидов Na, K, Ca, Zn и др. После выполнения замены жидкости перфоратор типа ПНКТ или башмаки НКТ устанавливают в необходимое положение и приступают к созданию депрессии замещают жидкость скважины на нефть, дизельное топливо, пену, техническую воду, облегченные растворы без твердой фазы. Для перфорации при репрессии на пласт скважину либо зону интервала перфорации и на — м выше нее следует заполнить перфорационной жидкостью, не содержащей твердой фазы. Наиболее благоприятные условия перфорации при репрессии обеспечивают перфорационные жидкости на углеводородной основе нефть, конденсат, дизельное топливо, ИЭР, ИБР. Эти жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюидами. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов отмечается при использовании в качестве жидкостей перфорации пластовых вод и водных растворов хлористого кальция, хлористого калия, бромистого калия, бромистого цинка. Общие требования ко всем перфорационным и рабочим жидкостям гидропескоструйной перфорации следующие:. Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависимости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, значения пластового давления и типа бурового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследования на совместимость перфорационной жидкости с породой пласта, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами. При любой категории пород и любом пластовом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов известково-битумных, инвертных эмульсионных , то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только углеродные жидкости без твердой фазы. Если возникает необходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми утяжелителями СаСО 3 , FeCO 3. При нормальных и аномально высоких пластовых давлениях, если продуктивные породы вскрывались растворами на водной основе в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного забойного давления, то выше интервала перфорации закачивают буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии, с разделительной буферной пачкой. Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в настоящее время прошла три этапа развития. На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные отечественных и зарубежных исследований свидетельствуют, что в этих условиях происходит кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, в результате чего их пропускная способность снижается в 2 раза и более. К сожалению, такая технология применяется на многих месторождениях и сейчас. Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные солевые растворы, растворы на углеводородной основе РУО и др. Применение специальных жидкостей при вторичном вскрытии пластов дает более положительный эффект по сравнению с перфорацией в среде бурового глинистого раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта коллектора взвешенными частицами, попадающими в жидкость в процессе ее приготовления, транспортировки и закачки в скважину. Основными источниками загрязнения перфорационных жидкостей при закачке в скважину являются остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворимых твердых частиц содержится в технической воде и солях, используемых для приготовления перфорационных жидкостей. При таком загрязнении достигнуть положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно. Об этом наглядно свидетельствуют данные зарубежных исследований, представленные на рис. Вследствие этого дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов потребовало решения вопросов глубокой очистки перфорационных жидкостей от взвешенных частиц. В результате в зарубежной практике получила распространение технология вторичного вскрытия, которую можно считать третьим этапом ее развития. Отличительной особенностью этой технологии является проведение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц в перфорационной среде. Новая технология предусматривает замещение бурового раствора в скважине перфорационными жидкостями без твердой фазы в несколько этапов:. Снижение проницаемости к пр керна в результате фильтрации воды с различной концентрацией твердой фазы в зависимости от отношения объема воды V, к объему порового пространства керна V n:. Для удаления из воды вымываемых твердых частиц и перфорационных жидкостей используют фильтры различных конструкций: Продолжительность работ по очистке скважины и перфорационных жидкостей может достигать 10 сут в зависимости от объема фильтруемых жидкостей и пропускной способности применяемых фильтров. Несмотря на значительную трудоемкость, эта технология нашла широкое применение за рубежом и считается экономически оправданной. В отечественной практике работы по снижению уровня загрязнения используемой при перфорации жидкости не проводятся, что, безусловно, снижает эффект применения перфорационных жидкостей. По этой причине повышение качества вторичного вскрытия пластов в настоящее время зависит, в первую очередь, от решения вопроса очистки специальных жидкостей от взвешенных частиц. Другим важным вопросом, определяющим состояние ПЗП пр вскрытии пластов путем перфорации, является выбор типа специальных жидкостей для конкретных геолого-техни-ческих условий. В процессе вторичного вскрытия под действием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважин в пласт, что может существенно ухудшить его проницаемость вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата специальных жидкостей. При существующей экспериментальной методике определения степени воздействия перфорационных жидкостей на пласт не учитывается наличие в нем фильтрата бурового раствора и других технологических жидкостей. Такая методика не дает полной характеристики влияния перфорационной среды на ПЗП, что затрудняет правильный выбор типа специальной жидкости и является одной из причин снижения эффективности ее применения. Важное практическое значение при определении затрат времени и средств на проведение работ по вторичному вскрытию пластов имеет степень заполнения эксплуатационной колонны перфорационной жидкостью. Первой предусматривается заполнение специальной жидкостью всего ствола скважины. Для ее реализации приходится заготавливать до м 3 перфорационной жидкости на скважино-операцию. Значительные затраты, связанные с приготовлением, транспортировкой, хранением или утилизацией больших объемов перфорационной жидкости, сдерживают широкое применение этой технологии в отечественной практике. Перспективным следует считать вторую технологию, предусматривающую закачку порции перфорационной жидкости в зону перфорации. При такой технологии перфорационной жидкостью заполняются, как правило, только м нижней части ствола скважины. Для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуатационной колонны заполняется буровым раствором или другой жидкостью соответствующей плотности. За счет многократного уменьшения объема используемой перфорационной жидкости затраты на реализацию этой технологии значительно ниже по сравнению с первой. Однако при порционной закачке специальная жидкость загрязняется и смешивается с буровым раствором, заполняющим скважину. Последнее обстоятельство сводит на нет целесообразность применения этой жидкости. Поэтому технология вторичного вскрытия с порционной закачкой жидкости специальной плотности в зону перфорации требует использования буферных разделителей, на которые возлагаются следующие функции:. При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими требования к фильтру бурового раствора на стадии первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия. Последнее условие в настоящее время чаще всего игнорируется. Как следствие в ряде работ при перфорации рекомендуется использовать растворы на углеводородной основе, когда первичное вскрытие осуществлялось с применением водных растворов. Справедливость такой рекомендации вызывает сомнения, поэтому она требует экспериментальной проверки. Проведенные экспериментальные исследования по определению комплексного влияния на коллектор всех технологических жидкостей показали, что воздействием на керн фильтрата тампонажного раствора можно пренебречь. Такое упрощение методики не оказывает существенного влияния на относительную оценку эффективности применения перфорационных жидкостей при условии, что фильтраты тампонаж-ного и бурового растворов аналогичны по природе смачивания. На практике обычно это условие выполняется. По этой методике исследовано влияние на коллектор основных типов перфорационных жидкостей на водной и углеводородной основе. Опыты проводились с использованием естественных кернов, представленных песчаниками каменноугольных отложений, входящих в разрез Днепровско-Донецкой впадины, длиной 5 см и проницаемостью 0,1 — 0,3 мкм 2. Результаты экспериментов показали, что эффективность применения специальных жидкостей в значительной степени зависит от условий первичного вскрытия пластов табл. Причина низкой эффективности применения РУО заключается в том, что при использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора на водной основе и перфорационной жидкости на нефтяной основе в коллекторе появляется новая зона водоуглеводородного контакта, образованная фильтратами этих систем. При этом создаются благоприятные условия для образования в ПЗП вязких водонефтяных эмульсий и блокирования части поровых каналов водным фильтратом. Кроме того, при указанном сочетании перфорационной жидкости и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация. Эксперименты показали, что при прочих равных условиях минимальное загрязнение коллектора достигается в случае использования при первичном вскрытии и перфорации растворов с аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффективности применения различных специальных жидкостей на водной основе при перфорации показывает, что полимерные растворы уступают чистым солевым растворам как по степени сложности вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента р. При реализации высокоэномичного варианта технологии вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной жидкости в зону перфорации одним из главных вопросов является выбор буферного разделителя. В этих условиях буфер должен предотвратить смешение перфорационной среды и бурового раствора как в процессе закачки в скважину, так и в течение последующих нескольких суток при многократных спусках перфораторов, геофизических приборов и др. Задача эта чрезвычайно сложна, так как связана с необходимостью выполнения взаимоисключающих требований. С одной стороны, для надежного разобщения систем необходимо создать прочную структуру в буферном разделителе; с другой — показатели структурных свойств буферного раствора должны быть такими, чтобы обеспечивалось свободное прохождение перфоратора. При использовании водных растворов в качестве буферных разделителей возможно разделение перфорационной жидкости и бурового раствора в процессе последовательного их течения в колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязнение жидкости полимерами, которые, как было показано выше, отрицательно влияют на фильтрационные свойства коллектора. Предотвратить этот процесс, а также надежно изолировать жидкость можно при использовании в качестве буферного разделителя инвертной эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного растворения жидкостей не происходит, что предотвращает загрязнение специальных жидкостей СЖ компонентами буферного разделителя. Необходимая термостабильность таких систем достигается за счет выбора соответствующего типа эмульгатора. Плотность инвертных эмульсий можно регулировать путем использования в качестве водного компонента солевых растворов необходимой концентрации. Без выполнения тщательной очистки перфорационной жидкости от взвешенных частиц нельзя считать проблему качественного вскрытия пластов решенной. Однако, как показывает зарубежный опыт, очистка жидкости с применением фильтров сложна и очень трудоемка. В различных отраслях промышленности практикуется удаление взвесей из воды путем осаждения их с помощью коагулянтов и флокулянтов. Как правило, этот метод применяется при осветлении слоев небольшой толщины. Применительно к условиям очистки перфорационной жидкости можно было бы использовать комбинированный метод — промывку ствола скважины до выхода чистой воды и закачку порций жидкости, из которой предварительно с помощью коагулянтов и флокулянтов выделена твердая фаза. Однако результаты исследований показывают, что в процессе закачки в зону перфорации порции специальной жидкости происходит интенсивное загрязнение ее твердыми частицами. Исключить этот процесс практически невозможно, поэтому наиболее целесообразно удалять твердые частицы из перфорационной жидкости после доставки ее на забой скважины. Анализ известных способов очистки жидкостей показал, что такая задача может быть решена также методом отстаивания. Сущность очистки жидкости этим методом на забое заключается в осаждении под действием сил гравитации фло-кулированных твердых частиц из зоны перфорации в зумпф скважины. Разработанная технологическая схема очистки порции перфорационной жидкости солевого раствора в скважине включает следующие этапы:. Метод отстаивания широко применяется для очистки сточных вод при комплексной обработке их коагулянтом и флокулянтом. Однако экспериментальные данные, приводимые в литературе, носят разрозненный характер и не касаются очистки высоконцентрированных солевых растворов, тем более слоев большой толщины. Вследствие этого для реализации процесса очистки жидкости потребовалось проведение экспериментальных исследований с целью выбора типа флокулянта и его оптимальной дозы, а также определения необходимого времени отстаивания этой жидкости в скважине и оценки достигаемой степени очистки. Результаты экспериментов показали, что процесс осветления столба солевого раствора высотой м по продолжительности не превышает подготовительных работ к перфорации и, следовательно, не требует дополнительных затрат времени. Таким образом, при разработанной методике очистки порции солевого раствора на забое скважины достигается высокая степень удаления взвешенных частиц и в отличие от способов очистки перфорационной жидкости, применяемых за рубежом, практически не создаются дополнительные задержки в процессе вторичного вскрытия пластов. На основе проведенного комплекса исследований разработана технология вторичного вскрытия пластов, предусматривающая заполнение зоны перфорации водным солевым раствором, содержащим катионы кальция и флоку-лянт, разделение его с буровым раствором порцией инверт-ной эмульсии, очистку перфорационной среды от твердой фазы методом отстаивания на забое и проведение работ по перфорации колонны. На подготовительном этапе реализации технологии выбираются типы и объемы жидкостей для заполнения скважины. Технологическая схема порционной закачки СЖ в зону перфорации с отделением от раствора в скважине буферной жидкостью:. В качестве жидкости для заполнения верхней части ствола скважины используется буровой раствор, применяемый при первичном вскрытии продуктивных пластов. Такой раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью БЖ , что может затруднить прохождение перфораторов. Дополнительная обработка бурового раствора до требуемых показателей технологических свойств осуществляется перед началом работ по закачке в скважину перфорационной жидкости. Ниже бурового раствора располагается порция буферной жидкости — разделителя рис. Данные о рецептурах и показателях технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. В качестве водного компонента инвертной эмульсии целесообразно использовать солевой раствор того же типа, которым заполняется зона перфорации. Плотность водного компонента р в определяют, исходя из необходимой плотности буферной жидкости р 6ж при заданном значении водосо-держания В эмульсии:. Выбор значений В и р в должен, по возможности, исключить или свести к минимуму применение утяжелителя для достижения нужной плотности БЖ. Объем буферной жидкости определяют из расчета на заполнение м ствола скважины. Ниже буферного разделителя располагается перфорационная жидкость - перфорационная среда. Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, расположенного на м выше верхних перфораций отверстий. Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиномешалке или в мерных емкостях цементировочного агрегата ЦА. В последнем случае для затворения соли используется дополнительная емкость вместимостью 0,5 -1 м 3. Приготавливать перфорационную жидкость и инертную эмульсию наиболее рационально централизованно, на специальном пункте, с доставкой на буровую с помощью автоцистерн. Обработка солевого раствора флокулянтом ПАА , а также добавление при необходимости коагулянта CaCl 2 осуществляются непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по замкнутому циклу в течение мин. Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора после опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обязывают ее с ЦА. Однако мерная емкость ЦА заполняется буферным разделителем, а вторая - солевым раствором. Закачка жидкостей базируется на принципе баланса давлений в колонне НКТ и затрубном пространстве и осуществляется в определенной последовательности см. Если в скважине перед закачкой перфорационной жидкости находилась вода, а для создания необходимой репрессии на пласт требуется более тяжелая жидкость, то в этом случае после завершения продавливания колонну НКТ поднимают до верхней границы буферного разделителя с последующей заменой воды буровым раствором. Минимальный разрыв во времени между закачкой СЖ и началом перфорации определяется продолжительностью осаждения взвешенных частиц из зоны перфорации в зумпф. Как правило, это время меньше продолжительности подъема колонны НКТ и установки на устье скважины перфорационной задвижки. Дальнейшие работы по перфорации и освоению скважины проводятся в соответствии с действующими нормативнотехническими документами. На месторождениях предприятия Кубаньгаз-пром впервые в отечественной практике в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивного пласта путем перфорации в газовой среде. Наибольший эффект этот способ дает при переводе работы скважин с одного горизонта на другой, вышележащий или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся. После определения герметичности эксплуатационной колонны если все ранее вскрытые объекты были изолированы башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка скважины для освоения и работы ее в газопровод. С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата из скважины полностью удаляются жидкости глушения. Газом из шлейфа для удаления воздуха осуществляется продувка скважины. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по НКТ спускаются каротажной партией до заданной глубины специально разрушающиеся перфораторы ПР54 или ПР43 и производится выстрел. О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем давления на устье скважины. В зависимости от интервала перфорации производится дополнительно необходимое число спусков перфоратора. Практикой установлено, что перед выстрелом желательно в скважине создать максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластового флюида из вскрытых отверстий и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1—2 ч отрабатывается на факел, а затем подключается к коллектору для эксплуатации. Высокая эффективность перфорации скважины в газовой среде обусловлена тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с промывочной жидкостью и скважина вводится в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможным дебитом. По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн кондуктора, промежуточной и эксплуатационной соединяют при помощи колонной головки. Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора табл. Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой воды на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным. Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне:. После установления колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газоподобными агентами в следующем порядке:. После цементирования, в том числе после ремонтного, а также после установления цементных мостов для изоляции уже испытанных объектов каждая колонна должна подвергаться испытанию для проверки качества цементирования, определения ее прочности и герметичности. Кондукторы и промежуточные колонны испытывают на герметичность согласно действующей инструкции и оформляют это актом. Испытание на герметичность эксплуатационных колонн очень важно, поскольку оно определяет надежность последующего вызова притока и эксплуатации скважины. Оно проводится в следующих скважинах:. Максимальные значения внутренних рабочих давлений р вг для секций колонн, сложенных из однотипных труб, определяются для глубин. Избыточные внутренние давления, воздействующие на трубы секций колонны при ее испытании на герметичность, определяются из выражения. Здесь р внг - внутреннее избыточное давление при испытании обсадных колонн на герметичность, МПа; р внешг - внешнее давление на колонну на глубину Z, МПа определяется по пластовому давлению или по давлению столба жидкости в затрубном пространстве в конце зоны цементирования с учетом разгрузки цементного кольца при внутреннем давлении р опг. Минимально необходимое давление на устье обсадной колонны при испытании на герметичность любой ее секции с верхней границей на глубине Z определяется из выражения. В любом случае давление гидроиспытания на поверхности не должно быть меньше указанных выше величин. Считается, что колонна выдержала испытание на герметичность опрессовкой, если после замены раствора на воду отсутствуют переток жидкости или выделение газа из колонны, а также если не отмечено снижение давления на протяжении 30 мин или если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания ниже 7 МПа. При испытании на герметичность методом снижения уровня последний должен быть снижен до значений, указанных ниже, или до уровня на м ниже того, при котором предвидится вызов притока с испытываемого или эксплуатируемого объекта. Во всех случаях снижение уровня не должно превышать значения, при котором имеющееся гидростатическое давление жидкости в колонне может вызвать избыточное давление на нее выше, чем предельно допустимое на смятие. При испытании методом снижения уровня колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до указанной величины, за 8 ч наблюдения не превысит значений, указанных ниже. Уровень измеряют аппаратом Яковлева или другими приборами через 3 ч после его снижения, чтобы исключить влияние стекания жидкости со стенок колонны на результаты измерений. Если уровень жидкости в колонне на протяжении 8 ч поднимется более указанного, то повторяют измерение, и если оно подтверждается, то колонна признается негерметичной и для нее планируются работы по установлению причины и разрабатываются меры по ликвидации негерметичности. До начала испытания скважины на ее устье, кроме колонной головки, должна быть установлена стальная фонтанная арматура. Она включает в себя фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления задвижки, краны. Фонтанная арматура состоит из двух частей рис. Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески насоснокомпрессорных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вызове притока и глушении скважины. Фонтанную елку верхнюю часть фонтанной арматуры устанавливают на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в линию выброса, подачу в скважину жидкости или газа при вызове притока и заглушения скважины. До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. При этом все задвижки кроме верхней должны быть открыты. После установки арматуры ее верхнюю часть елку испытывают на давление, равное пробному, принятому для данной арматуры, при закрытых нижней стволовой и боковой задвижек кранах. Елку опрессовывают чер ез отверстие для манометра на буфере с выдержкой под давлением на протяжении 15 мин. Трубную головку фонтанной арматуры, установленную на устье скважины, опрессовывают давлением, допускаемым для опрессовывания эксплуатационной колонны. После монтажа фонтанной арматуры на устье скважины до начала работы следует проверить плавность работы затвора всех задвижек; наличие смазки провести контрольное набивание смазкой узлов уплотнения затвора и корпуса задвижки ; соответствие стрелки на корпусах задвижек направлению потока пластового флюида из скважины; правильность размещения указателя открытие-закрытие затвора задвижки; затяжку всех фланцевых соединений. При необходимости следует подтянуть шипы. В соответствии с ГОСТ фонтанные арматуры выпускают тройникового типа на рабочие давления 7, 14, 21 и 35 МПа и крестового типа на рабочие давления 14, 21, 35, 70 и МПа. Фонтанная арматура с диаметрами ствола мм предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин. Типовые схемы оборудования устья скважин фонтанной арматурой представлены на рис. Во всех схемах для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с включением узла, состоящего из тройника и запорного приспособления, который устанавливается между переходником трубной головки планшайбой и крестовиной трубной головки. Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схему и число исходных линий фонтанной арматуры выбирают в зависимости от характеристики скважины. Наиболее часто для нефтяных фонтанных и газовых скважин применяют арматуру с двумя выкидными линиями тройникового типа. Фонтанную арматуру с одной выкидной линией обычно используют для компрессорных или фонтанных скважин с небольшим устьевым давлением, а также не содержащих в своей продукции песка. При ожидаемых очень высоких давлениях и содержании в продукции большого количества песка фонтанную елку оборудуют на месте под три выкидные линии. Кроме основной центральной задвижки над крестовиной устанавливается вторая центральная или предохранительная задвижка, которая при работе всегда открыта и закрывается только в аварийных случаях. Для аварийных случаев предусмотрена установка второй задвижки между выкидами струнами и других задвижек - на крестовине, тройнике и струнах. Во время работы фонтанной скважины следует полностью открывать и закрывать любую задвижку или кран фонтанной арматуры. Верхняя выкидная линия елки всегда используется как рабочая, нижнюю выкидную линию приводят в действие только при замене рабочего штуцера или скошенных деталей оборудования, размещенного выше запасного выкида. В арматуре на фланцах боковых стволов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, а на катушках боковых отводов - отверстия под карман для измерения температуры среды и вентили под манометры для измерения давления. Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя. После установки на устье скважины фонтанной арматуры ее обвязывают системой трубопроводов манифольдом , являющейся не менее важной частью оборудования фонтанно-компрессорных скважин, чем фонтанная арматура. Обвязка скважины должна иметь хорошую маневренность и позволять быстро и безопасно проводить все операции по испытанию, исследованию, эксплуатации и обслуживанию скважин:. От манифольда прокладывают два выкида: Для лучшей очистки газа иногда применяется двухступенчатая сепарация, при которой газ пропускается через два включенных последовательно или параллельно сепаратора. При испытании в процессе освоения нефтяных скважин от сепаратора трапа должен быть проложен нефтепровод для сбора или сжигания нефти. Выкидные струны, все трубопроводы, сепаратор с обвязкой после монтажа должны быть испытаны гидравлическим давлением, равным полуторакратному рабочему давлению. При исследовании газовых скважин перед входом в сепаратор устанавливают регулирующий штуцер, а для создания необходимого противодавления в сепараторе на факельной линии, идущей от сепаратора, - быстросменный штуцер. Место его монтажа выбирают на доступном расстоянии от факела. Устанавливать штуцер близко от сепаратора не рекомендуется, чтобы не забить выкид гидратами. Аналогично выбирается место для штуцера на выкиде, идущем прямо на факел. При исследовании нефтяных скважин регулирующий штуцер ставят перед входом в сепаратор. При работе скважины штуцер может быть установлен, минуя сепаратор, на фонтанной арматуре в штуцерной камере. Для контроля температуры газа термометрические карманы должны быть расположены в следующих местах:. Для получения надежных результатов при измерении давления и перепада давления применяют манометры повышенной точности образцовые пружинные, поршневые, жидкостные , защищая их от механических повреждений, вибраций, засорения, коррозии. На трубопроводах и обвязке сепаратора трапа должны устанавливаться стальная задвижка и вентили на соответствующее давление. Выкидные линии, крестовины, тройники должны быть заводского изготовления. Вся обвязка выполняется из насосно-компрессорных труб с надежным креплением, чтобы предотвратить их разрыв и связанный с этим травматизм. На газовых газоконденсатных скважинах с пластовым давлением 10 МПа и выше устанавливается сепаратор на давление не ниже 6,4 МПа с тем, чтобы обеспечить максимальную конденсацию тяжелых углеводородов. Нефтяные сепараторы бывают разных конструкций горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные и т. На нефтяных скважинах сепаратор устанавливается на давление не менее 2,5 МПа. Пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия среды в процессе освоения и эксплуатации скважин. Пакеры применяются при освоении скважин и интенсификации притоков с использованием струйных аппаратов, гидродинамических испытателей, при гидроразрыве, кислотном и термохимическом воздействиях на пласт. Пакеры спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Они должны иметь внутреннее проходное сечение, позволяющее беспрепятственно спускать в зону пласта необходимый измерительный инструмент, используемый при освоении скважины. Пакер должен выдерживать необходимый перепад давлений, воздействующих на него сверху вниз или в двух направлениях шифр ПН, ПВ,. Чтобы воспринимать усилие от перепада давлений, воздействующего на пакер в одном или в двух направлениях, пакер должен иметь соответствующий якорь, наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я. Пакеры подразделяют на механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ. Якорь - это приспособление, предназначенное для заякорения колонны НКТ за стенку эксплуатационной колонны с целью предупреждения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Условные обозначения пакеров включают в себя: Первое число после букв - внешний диаметр пакера в мм, второе - максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером. К примеру, ПН-ЯМ, ПН-ЯГ, ПД-ЯГ Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств в эксплуатационной колонне нефтяных и газовых скважин и защите ее от давлений, создаваемых в зоне пласта. Пакер состоит из уплотняющего приспособления, плашечного механизма и фиксатора байонетного типа рис. На стволе пакера свободно посажены конус и уплотняющие манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с внешним диаметром и мм рис. В остальных пакерах рис. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера совершается путем приподнимания труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной нагрузки, поворота его на 1, оборота вправо и затем спуска труб вниз. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз вместе со стволом. При этом ствол раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоряет их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходят при дальнейшем опускании ствола пакера за счет веса колонны НКТ. Пакер ПН-ЯМ с внешним диаметром , , , , , мм и , мм. Пакер поднимается из скважины при подъеме труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом высвобождает конус из-под плашек, которые также освобождаются и одновременно приводят корпус плашек в исходное положение. При поднятии труб и повороте их влево на 1, оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен вторично без его подъема из скважины. Для посадки пакера в НКТ сбрасывается шар и создается давление. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотняющих манжет. Под воздействием веса труб плашки сцепляются со стенкой эксплуатационной колонны, обеспечивая заякорение и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шаром выпадают. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, увлекает за собой конус, освобождающий плашки. Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ рис. Посадка пакера осуществляется путем подачи давления в колонну НКТ, причем поперечный проход пакера перекрывается шариком, вбрасываемым на седло рис. Под воздействием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны. В пакере 1ПД-ЯГ рис. Поршень через проталкиватель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны. Одновременно золотник вдвигает конус в плашки, заставляя их внедряться в эксплуатационную колонну и заякоряться в ней. Вместе с конусом двигаются вниз цилиндр и шлипсы с насечками проталкивателя, фиксируя манжеты и плашки в рабочем состоянии. Пакер освобождается при натяжении и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. В результате дальнейшего движения ствола вверх манжеты разжимаются. При этом ствол, упираясь в поршень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, передвигая конус относительно плашек, освобождает их. После среза винтов с плашкодержателем он поднимается вверх, и плашки натягиваются на конус, одновременно сжимая манжету. Происходит заякорение нижних плашек и уплотнение пакера в эксплуатационной колонне. Обратному перемещению плашек мешают шлипсы, переместившиеся вместе с конусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны НКТ после срезания винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и передвигает его относительно плашек. Особенностью пакера 2ПД-ЯГ рис. При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб сквозь отверстие Б поступает под золотник и конус. Золотник смещается вверх, срезая винты и освобождая поршень и конус от захвата. Конус, уплотненный в цилиндре кольцами, под воздействием давления входит в плашки, заставляя их раздвинуться и заякориться на стенке эксплуатационной колонны. Одновременно поршень вместе с золотником и проталкивателем перемещается вверх и сжимает манжету. При этом шлипсы, сцепляясь с насечками проталкивателя, фикси-. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов. Ствол вместе с корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты, а бурт проталкивателя поднимает цилиндр, который выводит конус из плашек, освобождая их. Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и уравнивания давления на плашки. Посадка пакера осуществляется при подаче в колонну насос-. Предварительно на седло вбрасывается шар. Давление в полости Б нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки надвинуться на конус, раздвигаясь радиально, и заякориться за стенку эксплуатационной колонны. При повышении давления срезаются винты, и шток, перемещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при его движении вниз, препятствуют его возвращению в первоначальное положение. При дальнейшем повышении давления жидкость через отверстие А попадает в цилиндр. При этом срезаются винты, и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые надвигаются на конус и заякоряются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. Нижние и верхние плашки в заякоренном состоянии будут предупреждать перемещение пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после срезания винтов. Распакерование осуществляется при подъеме труб после предварительного соединения верхней части пакера в муфте и среза винтов. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодер-жателя, последний сдвигает плашки с конуса, освобождая их. После этого бурт поднимет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего ствола вверх бурт ствола достигнет нижнего конуса и выдвинет его из плашек, освобождая его. Пакер спускается в скважину на насосных трубах, на его седло вбрасывается шарик и создается давление, под воздействием которого плашки раздвигаются радиально и заякоряются на стенке эксплуатационной колонны. Жидкость, попадая через отверстие Б под поршень, перемещает его вверх, вследствие чего срезаются винты и освобождается захват, а конус, перемещаясь вниз, раздвигает плашки и заякоряет их. Одновременно происходит сжатие манжет. Герметичность разобщения достигается осевой нагрузкой, создаваемой весом труб, под воздействием которого срезаются винты, и ствол, двигаясь вместе с втулкой вниз, дополнительно сжимает манжеты. Фиксация рабочих положений плашек и манжет обеспечивается шлипсами, предупреждающими обратное перемещение поршня и плашек. Проходное отверстие пакера освобождается после среза винтов. В пакере предусмотрен клапан для промывки подпакерной зоны перед его подъемом из скважины. При натяжении колонны труб шток, перемещаясь вверх, открывает отверстие А, с помощью которого трубное пространство соединяется с затрубным. После промывки снижается давление в трубах, вследствие чего освобождаются плашки. При дальнейшем натяжении колонны труб срезаются винты и освобождаются плашки и манжеты. Пакер можно оставлять в скважине без труб, так как благодаря заяко-рению плашек пакер выдерживает давление как снизу, так и сверху. Для этого винты перед спуском пакера снимаются, и колонну подъемных труб можно освободить после среза винтов. В этом случае пакер можно позднее поднять с помощью труболовки. На переводнике установлены поршень и головка, соединенная с рукавом. Между патрубком и переводником установлено седло для шарика, служащее для опрессовки подъемных труб. При подаче давления в центральный канал жидкость попадает под рукав через отверстие А, раздвигает его и прижимает к стенке эксплуатационной колонны, разобщая затрубное пространство. Манжета выполняет роль обратного клапана и служит для сохранения давления в подрукавной полости. Минимальное избыточное давление, необходимое для срабатывания пакера, составляет МПа. Для освобождения пакера давление подается в затрубное пространство. Поршень перемещается вниз и со-. В практике освоения и эксплуатации скважин важное место занимает применение взрывных пакеров. В этих пакерах рис. Сборка и установление пакера включают следующие операции. В корпусе 6, изготовленном из сплава алюминия, размещают рассчитанный заряд 7 дымного пороха. Засыпая его, принимают все меры к тому, чтобы частицы пороха не имели контакта с металлическими деталями пакера. Заряд рекомендуется засыпать через воронку во вложенный в корпус мешочек из хлопчатобумажной неэлектризующей-ся ткани, куда помещают и зажигатель. Затем корпус герметизируется пробкой 4 , которая вместе с присоединенным к массе и выводу жилы кабеля эле-ктрозажигателем 5 вставляется в горловину стакана. Передвижение пробки ограничивается с помощью накидной гайки 3. Пакер переходником соединяется с желонкой или корпусным кумулятивным перфоратором, который используется в качестве груза. Соединение осуществляется с помощью шариков. При срабатывании заряда предусмотрено автоматическое отсоединение пакера от груза. Под воздействием давления пороховых газов пробка пакера передвигается вверх до упора, благодаря чему стальные шарики 2, соединяющие пакер и груз 1, получают возможность выйти из сцепления, а груз снимается с пакера. Для выбора заряда пакера необходимо учитывать гидростатическое давление и внутренний диаметр обсадной колонны, где он устанавливается. Восстановив перпендикуляр, из точки на оси абсцисс, соответствующей гидростатическому давлению, до пересечения его с линией в точке В, получим на оси ординат точку, соответствующую значению массы заряда. В нашем случае это 0,66 кг. Габариты этих типов пакеров следующие: Для каждого пакера существует своя номограмма, позволяющая выбрать массу заряда при разных условиях их применения. Самостоятельную группу взрывных пакеров составляют пакеры типа ВПШ, в которых сцепление с обсадной колонной совершается при помощи шлипсов - чугунных ребристых плашек, вдавливаемых в металл обсадной колонны, при этом герметизация выполняется сжатием резиновой манжеты с фиксированием ее в сжатом состоянии рис. Пакер типа ВПШ включает камеру, которая заряжается порохом и после установки поднимается на поверхность. Спускается пакер ВПШ на каротажном кабеле. После спуска камеры в заданный интервал током, подаваемым с поверхности, поджигают заряд. Давлением пороховых газов поршень камеры передвигается относительно корпуса, впрессовывая в колонну расположенные на штоке пакерую-щей части плашки и сжимая манжету. Для проведения изоляционных работ путем закачки цементного раствора в скважину под давлением до 30 МПа применяются пакеры взрывные цементационные типа ПВЦ ПВЦ , ПВЦ , ПВЦ Их длина мм. После зажигания порохового заряда массой г под действием давления газов гильза камеры передвигается относительно корпуса, плашки смещаются и сжимают манжету до упора в обсадную трубу. В графе 6 в числителе - максимальная масса порохового заряда, в знаменателе. Внутренний диаметр обсадных труб для одного типоразмера выполняется мм. Максимально допустимое давление цементирования 30 МПа. После посадки пакерующей части разрывается шип, соединяющий камеру с пакерующей частью. Пороховые газы имеют выход в скважину. Для подачи цемента в подпакерную зону пакер соединяется с колонной НКТ свободной посадкой специальной муфты на конец штока пакера. При опрессовке пакера в скважине поданный с поверхности вместе с жидкостью шарик перекрывает отверстие в клапанном приспособлении, позволяя проверять надежность пакерования. При дальнейшем повышении давления более 7 МПа шарик продавливается, открывая путь для подачи цемента. После окончания заливки шар большего диаметра перекрывает внутреннее отверстие, прекращая обратное движение цемента в скважину. Для установки разделяющего моста рекомендуется использовать взрывной пакер, раскрывающий ПВР. Этот пакер спускается в скважину через НКТ на каротажном кабеле и имеет вид зонтика. После его установки в колонне и подъема каротажного кабеля на поверхность в скважину через внутреннюю полость спускают на кабеле желонку, заполненную цементным раствором. Усилия, воздействующие на колонну НКТ, главным образом определяются условиями ее эксплуатации. Нагрузки, воздействующие на колонну НКТ, и последовательность проведения расчетов на прочность рассмотрим ниже. Усилия от веса колонны направлены к забою, а сила выталкивания действует в обратном направлении. Собственный вес комбинированной колонны определяется весом каждой секции. Вес трехсекционной колонны рис. Для подвешенной колонны труб наибольшее усилие растяжения возникает в верхнем сечении. Наибольшее напряжение не должно превышать предел текучести материала труб при растяжении. Для труб с гладкими невысаженными концами, изготовленных по ГОСТу, максимальное усилие, которое разрушает резьбовые соединения в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, определяют по формуле. Для труб с высаженными наружу концами усилия в теле трубы в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, запишем в виде. Напряжения в трубе не должны превышать предельных значений, которые определяются по формулам 5. При использовании труб, изготовленных по стандартам Американского нефтяного института АНИ , дополнительно учитывают их способность противодействовать напряжениям, возникающим под действием внутреннего давления. Предельное значение давления в трубах при условии способности противодействовать сминающим давлениям. Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, определяют по формуле. Реальное давление в колонне НКТ не должно превышать значений, которые определяются по формулам 5. Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему давлению обычно принимают за единицу, в связи с чем при определении допустимых значений внутреннего давления можно использовать формулу. Нагрузку растяжения, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, находят по формуле. Значение реальной нагрузки на колонну не должно превышать р т , значение которой определяют из уравнения 5. Часто необходимо решить обратную задачу, касающуюся выбора конструкции колонны соответственно с заранее определенными условиями ее эксплуатации. При проведении проектных расчетов предварительно принимаем максимально возможный диаметр колонны для условий конкретной скважины и определяем усилия Р разрушения резьбовых соединений по 5. Допустимую глубину подвески колонны рассчитывают по приближенной формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственного веса колонны и давления у выхода бурового насоса: Конструкцию колонны считают определенной, если допустимая глубина подвески труб принятого диаметра больше глубины скважины. Характеристика прочности насосно-компрессорных труб, изготовленных из сталей различных групп прочности, по стандартам АНИ. Внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа. При значительных глубинах скважин применяют секционную колонну НКТ. Длину секций подбирают снизу вверх. Допустимую длину нижней секции определяют по формуле 5. Если скважина частично заполнена жидкостью, тогда сила выталкивания, действующая на колонну, определяется объемом ее погруженной части рис. Изгибающие усилия возникают в колонне НКТ в том случае, когда ее нижняя часть жестко закреплена с помощью пакера либо ее хвостовик опирается на забой. При размещении пакера в скважине хвостовик воспринимает изгибающие нагрузки, которые зависят от усилия, необходимого для раскрытия пакера, а также от перепада давления на пакере во время испытания пластов рис. Считаем, что максимальная разность давления на пакере во время испытания пласта равна допустимой депрессии на пласт. Тогда осевая сжимающая нагрузка на хвостовик, кН, при испытании. Изгибающее напряжение возникает также в колонне НКТ в случае ее размещения над пакером рис. Кроме изгибающих усилий в верхней части колонны возникают усилия растяжения, а в нижней - сжатия. Усилия растяжения максимальны в верхней части колонны: Усилия, необходимые для раскрытия пакера, находят по формуле 5. Последовательность определения изгибающего напряжения в колонне НКТ такая же, как и при выполнении расчетов хвостовика [см. Рассмотрим расчет насосно-компрессорных труб для проведения гидропескоструйной перфорации. Во время проведения гидропескоструйной перфорации ГПП существует опасность разрушения труб действием внешних усилий и внутреннего давления. Для ГПП обычно применяют трубы диаметром мм следующих марок стали: С, Е, Н, Л, М, Р Допустимую глубину спуска одноразмерной колонны НКТ любой марки стали длиной L 1 , L 2 , L 3 и т. Площадь сечения тела трубы 6,68; 11,66 и 16,7 см 2 соответственно для ,. Для этого проще всего вначале рассчитать допустимую длину нижней секции более слабых труб с меньшим значением Р рн по формуле 5. После этого производят расчет по формуле 5. Тогда длина верхней секции. Колонна НКТ в скважине подвергается растяжению от собственного веса и от действия давления на устье р у. Если растяжение от собственного веса учитывается во время привязывания аппарата перфорации АП к пластам, которые перфорируются ГПП, то растяжение от действия давления на устье нужно учитывать дополнительно. Для того, чтобы АП разместился на заданной глубине Н ап , необходимо уменьшить длину труб в скважине на размер, соответствующий их удлинению: В скважинах, продукция которых содержит сероводород даже в незначительных количествах, применять трубы с высокими пределами прочности марок Е, Л и М и импортные трубы, изготовленные по стандарту АНИ Н, Р , не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания материала труб и муфт. В этих условиях целесообразно применять трубы группы прочности Д, а также С, С, С При наличии в пластовой продукции коррозионно-активных компонентов применяют трубы с покрытием или используют для их защиты ингибиторы коррозии. Подготовку новых укомплектованных труб к эксплуатации осуществляют на трубных базах. При получении труб необходимо проверить соответствие комплекта паспорта и плана выполнения работ в скважине. Резьбовые соединения должны быть защищенными. Трубы спускают в скважину в присутствии представителя трубной базы. Трубы, поднятые из скважины, перед повторным спуском необходимо очистить прежде всего резьбовые соединения и тщательно осмотреть. Перед спуском в скважину длину каждой трубы нужно измерить при помощи стальной рулетки. Точность измерений обусловлена планом работ. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты и концом сбега внешней резьбы. По результатам измерений длин отдельных труб теоретически получаем длину колонны. Для ее определения необходимо ввести поправки на изменение длины колонны за счет действия сил растяжения. Чтобы обеспечить герметичность соединений в скважинах с высоким давлением, прежде всего в газовых и газоконденсатных, необходимо принять следующие меры: Перед спуском трубы должны быть сложены на мостках муфтами к скважине резьбу трубы и муфты защищают соответствующие защитные детали или установлены вертикально муфтами вверх на деревянных подкладках защитное кольцо следует снять. При опускании необходимо тщательно осмотреть тело и резьбовые части каждой трубы, чтобы не допустить спуска в скважину аварийно-опасных труб. В случаях, когда скважины эксплуатируют штанговыми колоннами или существуют предпосылки для отложения парафина, солей, гипса, перед спуском трубы следует проверять оправкой. Длина оправки мм, диаметр ее зависит от толщины стенок труб табл. Подняв трубу над устьем скважины, необходимо снять с резьбы защитные кольца, тщательно очистить и смазать резьбу муфты, а также резьбу трубы. Трубы следует плавно направлять в муфту. Посадку трубы в муфту осуществляют осторожно, чтобы не повредить резьбу. Особенно осторожно нужно спускать двух- или трехсекционные трубы. В это случае целесообразно устанавливать на всех участках промежуточные опоры. Свинчивание проводят с прикладыванием крутящих моментов, значения которых приведены в табл. Рекомендованные крутящие моменты для свинчивания насосно-компрессорных труб по ГОСТ —80 группа прочности Д. Рекомендованные крутящие моменты Нм для свинчивания безмуфтовых труб зарубежных конструкций. Колонну НКТ поднимают и насаживают на фланец плавно, без рывков. Трубные ключи устанавливают на тело трубы около муфты. При развинчивании соединений не рекомендуется отбивать муфту молотком. В случае необходимости наносят удар вблизи середины муфты плоской стороной молотка. После развинчивания резьбового соединения трубу выводят из муфты. В вертикальном положении трубы устанавливают на прочную эластичную подкладку без защитных колец, в муфту ввинчивают предохранительные ниппеля. При укладке труб на мостках резьбовые концы защищают предохраняющими деталями кольцами и ниппелями. С целью обнаружения дефектных труб их тщательно осматривают при поднятии. Чтобы резьбовые соединения и тело трубы срабатывались равномерно, при каждом спускании и поднятии рекомендуется менять местами трубы верхней и нижней частей колонн. После сильного натяжения колонны при разрыве пакера или освобождения колонны от прихвата все резьбовые соединения необходимо дозакре-пить. Для проведения интенсификации добычи необходимо использовать НКТ, прочность которых проверена расчетами. Насосно-компрессорные трубы, предназначенные для гидроразрыва пласта, подвергаются гидроиспытанию под давлением, которое в 1,5 раза превышает давление гидроразрыва. При проведении кислотной обработки необходимо использовать НКТ с покрытием либо применять для их защиты ингибиторы коррозии. Обрывы в резьбе и теле труб объясняются несоответствием труб условиям эксплуатации; неудовлетворительным качеством; неправильной их нагрузкой и транспортировкой, а также хранением; отсутствием предохранительных колец и ниппелей, применением неисправного спуско-подъемного оборудования, трубных ключей, элеваторов ; протиранием резьбы и тела труб насосными штангами, частным обрыванием насосных штанг; усталостным разрушением по последней нитке резьбы в месте соединения. В этом случае рекомендуется в интервале разрушения устанавливать трубы с высаженными концами; не применять в колонне соединения, изготовленные с отклонениями от стандартов и технических условий. При падении колонны даже на небольшую глубину могут ослабевать все ее соединения в нижней части. Тогда колонну необходимо поднять и тщательно проверить все соединения. Негерметичность соединения под действием внешнего или внутреннего давления объясняется такими основными причинами: Обрывы труб и их негерметичность могут быть спровоцированы также коррозией точечной, коррозией внутренней или внешней поверхностей, коррозийным и сульфидным растрескиванием, переменным напряжением и т. Оптимальные способы борьбы с коррозией определяются в каждом случае отдельно. Рассчитать двухразмерную колонну НКТ, находящуюся в скважине, полностью заполненной жидкостью, для следующих условий эксплуатации: Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с гладкими концами определяем для верхней трубы, учитывая 5. Расчетное усилие в верхней трубе больше предельно допустимого для труб с гладкими концами и не превышает предельно допустимого усилия для труб с высаженными концами. Находим усилия в верхнем сечении колонны НКТ по методике, изложенной в задаче 1: Предельное значение давления в трубах с учетом коэффициента запаса прочности сопротивления смятию по 5. Минимальное предельное значение внутреннего давления, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, в соответствии с. Наименьшее предельное значение давления в трубах составляет 35, МПа. Эксплуатационное давление не должно превышать этого значения. Предельное усилие растяжения больше действующей нагрузки на колонну, следовательно, выбранная конструкция колонны соответствует условиям эксплуатации. Определить конструкцию колонны НКТ, исходя из соблюдения требований к прочности на растяжение. Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны мм, глубина скважины м. Разрушающее усилие для гладких труб с внешним диаметром 73 мм и внутренним диаметром 62 мм, изготовленных из стали группы прочности Д см. Масса и вес 1 м трубы см. Фактическая глубина скважины не превышает допустимой глубины подвески, значит, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение. Определить конструкцию колонны НКТ для скважины с минимальным внутренним диаметром обсадных труб мм и глубиной м. Предварительно принимаем следующую конструкцию колонны НКТ: Разрушающее усилие для гладких труб нижней секции, изготовленных из стали группы прочности Д см. Усилие разрушения для гладких труб средней секции, изготовленных из стали группы прочности Д см. Фактическая длина верхней секции не превышает предельно допустимой. Таким образом, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение. Выполнить расчет одноразмерной колонны НКТ, находящейся в скважине, частично заполненной пластовой жидкостью. Действующее усилие, возникающее в верхней части колонны, не превышает предельно допустимого. Определить допустимый уровень раствора в колонне НКТ во время испытания пластов. Испытатель пластов размещен на глубине м. Колонна одноразмерная диаметром 73 мм см. Необходимое снижение уровня жидкости в НКТ м. Подбираем трубы соответствующей группы прочности. Определяем допустимый уровень снижения жидкости в трубах. Для стали группы прочности Н получим. По условию задачи трубы группы прочности Н могут выдержать необходимое снижение уровня жидкости в скважине. Рассчитать колонну НКТ, размещенную над пакером. Усилие растяжения не должно превышать предельного значения см. Для труб с высаженными наружу концами диаметром 73 мм, изготовленных из стали группы прочности Д, предельное усилие растяжения равно кН. На предприятии имеются неравнопрочные мм НКТ из стали группы прочности М. ГПП проводят с использованием водопесчаной смеси. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле 5. Поскольку по условию 5. Определяем длину труб с учетом их удлинения и длины АП до наиболее низкой насадки, применив формулу 5. Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважины в интервале м. Наибольшая глубина самого нижнего отверстия м. В распоряжении предприятия имеются м неравнопрочных мм НКТ из стали группы прочности К и м - из стали группы прочности М Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Таким образом, произвести ГПП с трубами, имеющимися в распоряжении предприятия, невозможно. В распоряжении предприятия имеются м неравнопрочных мм НКТ из стали группы прочности К и м из стали группы прочности М, а также дополнительно м мм неравнопрочных труб Р Необходимо проверить, возможно ли нарастить двухсекционную колонну дополнительными трубами. Рассчитываем допустимую глубину спуска труб из стали группы прочности Р по формуле 5. Данные о характеристике труб берем из табл. Необходимую длину труб с учетом удлинения, длины АП и муфты ГК НКГ рассчитываем по формуле 5. Основные задачи промысловых исследований состоят в изучении механизма воздействия водоизолирующего материала на нефтеводонасыщенный пласт в геолого-физических условиях разработки месторождений с целью внедрения новых технологий и обоснования области эффективного их применения. Решение их включает следующие вопросы:. Реализация процессов взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта и частичное превращение последних в водоизолирующую массу для регулирования движения вод в неоднородных пластах и ограничения поступления их в добывающие скважины. В настоящее время отсутствует достаточно полная информация о размерах промытых водой зон в продуктивном пласте, о наличии пропластков, отличающихся разной проницаемостью, в том числе малопроницаемых с произвольным пространственным расположением. Методикой предусматривается определение объема рабочего раствора технологических жидкостей в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений. Для всех промысловых экспериментов с водоизолирующими химреагентами типичной является следующая последовательность технологических операций:. В каждом из перечисленных циклов физико-химические свойства реагентов, входящих в состав водоизолирующей композиции, являются основным фактором, определяющим технологический процесс. Характерной особенностью многих из них является применение разделительных жидкостей между химически активными компонентами водоизолирующего состава. В некоторых случаях технологической схемой может предусматриваться одновременно-раздельная закачка их по разным каналам и смешение в призабойной зоне пласта. При этом могут использоваться различные вспомогательные средства -пакеры, перекрывающие устройства, временные мосты. Следующий цикл технологических операций - приготовление рабочего раствора химреагентов для закачки. В зависимости от свойств применяемых реагентов рабочие растворы приготавливаются:. Процессы образования водоизолирующей массы в пласте также во многом определяются физико-химическими свойствами закачиваемых реагентов. Применение материалов, образующих водоизолирующие экраны независимо от свойств насыщающих жидкостей, приводит, как правило, к отключению обводненного пласта, а приток нефти обеспечивается повторной перфорацией колонны. Эта задача может решаться с применением как малоподвижных отверждающихся составов типа цементной суспензии, так и фильтрующихся в пористую среду растворов химреагентов. Технология работ с применением цементных суспензий, как водоизолирующих материалов, достаточно полно освещена в научно-технической литературе [39, 40, , ]. Вышеуказанный недостаток цементирования устраняется при использовании таких материалов, как смолы ТСД-9, ФР, АЦФ-1, которые обладают фильтруемостью в пласты и отверждаются в любой среде. Однако применение этих смол требует более строгого подхода к выделению объекта отключения от нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта, так как при закачивании их через общий фильтр не исключается изоляция нефтесодержащих зон пласта. В связи с этим проведение работ по ограничению водопритоков в добывающие скважины неселективными водоизолирующими материалами основывается на:. Большинство селективных методов ограничения водопритоков в скважины основывается на применении реагентов с избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды, обеспечивающими снижение проницаемости пласта для воды. Применение таких материалов значительно упрощает технологию проведения работ. Как показывает анализ видов работ табл. Значительно сокращается время на исследование скважины по определению обводненных интервалов пласта. Согласно результатам лабораторных исследований ионогенные полимеры, на основе которых разрабатывались технологии ограничения притока вод в скважины, относятся к группе селективных водоизолирующих материалов. За базовую принята схема, основанная на последовательном закачивании реагентов с использованием разделительных жидкостей см. Наряду с избирательностью физико-химических свойств относительно нефти и вод растворы гипана, сополимера МАК-ДЭА и полиакриламида обладают хорошей фильтруемостью в пористой среде, что позволяет закачивать эти реагенты в полном объеме в обводненный пласт. Это означает, что в определенных геолого-физических условиях и с учетом конструкции скважин технологический процесс можно проводить и без извлечения подземного оборудования. Каналами для транспортирования водоизолирующей композиции могут служить при механизированной добыче - кольцевое пространство скважины, при фонтанном способе - подъемные трубы и кольцевое пространство скважины. Одним из главных вопросов методики промысловых наблюдений является определение объема водоизолирующего состава, который, с одной стороны, зависит от свойства реагентов, с другой, - от коллекторских свойств пород и объема промытых зон. Для большинства химреагентов при ограничении водопритоков в скважины этот объем определяется из расчета заполнения ими обводненного участка призабойной зоны пласта, который не всегда соответствует фактическим объемам закачки. В связи с этим, как было отмечено выше, определение объема рабочего раствора целесообразно производить на основе промысловых экспериментов. Согласно предложенной модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт, основанной на изменении фильтрационного сопротивления его обводненной зоны, определение объема рабочего раствора производится по остаточному сопротивлению, создаваемому химреагентом в пористой среде. В промыслово-экспериментальных исследованиях завершающим этапом является оценка эффективности нового метода. В качестве основного показателя технологической эффективности методов ограничения водопритока в скважины принято использовать количество дополнительно добытой нефти Q н оп и уменьшение объема попут-. Типичные технологические операции при ограничении водопритоков в скважины с применением водоизолирующих материалов. Отбор проб, исследование состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей Исследование скважины и работа пласта герметичность колонн, приемистость, профиль притока, определение путей водопритоков и др. Установка подъемных сооружений Подготовка ствола скважины для транспортирования водоизолирующего материала извлечение подземного оборудования, спуск труб и др. Доставка рабочего раствора в объект воздействия Ожидание взаимодействия реагентов в пласте Разбуривание "мостов" в стволе скважины Повторное вскрытие пласта перфорацией Освоение и пуск скважины в работу Проведение комплекса исследований по оценке эффективности технологии. На основании этих характеристик рассчитывается экономический эффект процесса. Полимердисперсными системами обрабатывали отдельные участки, эффективность этой технологии определялась по изменению отбора жидкости по определенным участкам. По технологическим показателям рассчитывался экономический эффект от применения метода в промысловых условиях, а также эффект от ускорения технологических процессов, проводимых без извлечения подземного скважинного оборудования, отключения обводненных пластов с применением пакеров-отсекателей. Базой расчета в последнем случае является время проведения технологического процесса по обычной технологии. По технико-экономическим показателям определяется целесообразность внедрения новой технологии в производство. Разработка многопластовых нефтяных месторождений с применением высоких давлений нагнетания вносит целый ряд особенностей в решение теоретических и практических задач по ограничению поступления пластовых и закачиваемых вод в добывающие скважины. Для изучения механизма действия водоизолирующих материалов на нефтеводонасыщенный коллектор и влияния его на выработку пластов были поставлены целевые эксперименты в высокообводнен-ных скважинах Березовской, Северо-Альметьевской и Миннибаев-ской площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений АО "Татнефть", находящихся на третьей и четвертой стадиях разработки. Методика экспериментов состояла в определении количественных изменений притока нефти и воды из высокообводненного продуктивного пласта и интервалов поступления жидкостей по его толщине до и после обработки водоизолирующими материалами. Постоянство режима работы скважин обеспечивалось эксплуатацией их компрессорным способом. Для определения глубины расположения пластов и притока жидкостей из обводненного пласта использовали методы ГК, НГК, ИНГК, СТД, ДСД, ВБС и термометрии. Конечный результат работы скважин оценивался по изменению профиля притока и содержанию нефти и воды в добываемой продукции. Экспериментальный участок состоял из восьми добывающих скважин, из них скв. Г еолого-техническая характеристика объектов испытания по ограничению притока жидкости из продуктивного пласта селективными водоизолирующими материалами. Закачивание реагентов производилось по технологической схеме, предусматривающей использование разделительных буферных жидкостей между различными компонентами водоизолирующего состава см. В качестве буферной жидкости при закачивании гипана использовалась пресная вода, кремнийорганические соединения - дизтопливо, дистиллят. Эти же жидкости применялись для продавливания реагентов в пласт. Принятая технологическая схема обеспечивала доставку материалов в обводненный пласт. При завершении продавливания реагентов в пласт наблюдалось некоторое повышение давления на 3,5 - 5,5 МПа в скв. Затем скважины закрывались на 48 ч, в течение этого времени продолжалось образование водоизолирующей массы. По истечении указанного времени скважины промывались дизтопливом или дистиллятом, за исключением скв. В процессе освоения скважин компрессором проводились исследования глубинными дистанционными фотокамерами и отбор проб извлекаемых жидкостей. Анализ диаграмм геофизических исследований и эксплуатационных показателей работы скважин до и после обработки пластов реагентами рис. Анализ технологических параметров скв. Аналогичные изменения произошли в скв. Как показали результаты геофизических и дебитометрических исследований, увеличение дебита нефти, как правило, соответствует увеличению работающей толщины пласта, что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне. При этом в работу подключаются менее проницаемые нефтесодержащие алевролитовые пропластки. Такие пропластки в скв. Диаграммы геофизических исследований нефтенасыщенности пласта девонского горизонта, профиля притока и влагомера в скв. Профили притока жидкости из обводненного пласта до и после обработки водоизолирующим составом скважины Ромашкинского месторождения. Коэффициент охвата нефтевытеснением по толщине пласта, определенный по А. Крылову, составил по скв. Аналогичные изменения произошли и в скв. Ограничение притока воды по нижним перфорационным отверстиям привело к резкому. Изменение содержания воды в добываемой продукции в скважинах Ро-машкинского месторождения после обработки пласта селективными водоизолирующими составами. Только в течение одного года из обводненного пласта было дополнительно извлече- но 23,9 тыс. Результаты обработки гипаном обводненного пласта горизонта Дх Ново-Елховского месторождения данные по скв. Эти результаты являются практическим подтверждением теоретического построения структуры воздействия на частично обводненный неоднородный пласт водоизолирующими химреагентами, что позволяет распространить его на любой участок нефтеводонасыщенного коллектора. Для обеспечения эффективного воздействия на весь нефтенасыщенный объем залежей требуется знать местоположение всех линз, экранов, барьеров []. Из практики известно, что ограничение притока вод с применением одного и того же количества технологической жидкости при сравнительно одинаковых условиях дает разные результаты []. Это объясняется геолого-физическими особенностями строения продуктивного пласта, а именно - неравномерностью свойств по проницаемости, которая не фиксируется современными геофизическими методами. Количество закачанной жидкости практически зависит от расположения малопроницаемых и непроницаемых пропластков в призабойной зоне рис. В неоднородном пласте с непроницаемым пропластком между нефте- и водонасыщенными частями см. Наличие малопроницаемых пропластков при близком их расположении к скважине способствует эффективному применению водоизолирующих материалов см. В то же время использовать эти пропластки в качестве экрана с применением небольших объемов технологической жидкости не всегда удается см. При этом может быть получен результат, аналогичный результату обработки однородного водонефтяного пласта с применением такого же количества реагента см. В таких случаях для полного охвата их воздействием необходимо заполнить водоизолирующим материалом всю обводненную зону см. Очевидно, при любом геологическом строении коллектора не исключается наличие в них трещин, нарушений крепи в заколонном пространстве и других каналов, по которым вода может поступать в скважины см. Объем водоизолирующего состава, необходимого для заполнения пористой среды и трещин, можно определить по формуле. Этот вариант обычно применяется при ограничении притока воды в добывающую скважину закачиванием раствора в призабойную зону обводненного пласта. Использование при этом небольших объемов концентрированных растворов химпродуктов и других материалов основывается на необходимости создания достаточно высокого фильтрационного сопротивления на ограниченном участке призабойной зоны см. При образовании обширных промытых зон см. В этих условиях предлагается использовать принцип повышения фильтрационного сопротивления обводненных пластов не заполнением, а прокачиванием водоизолирующей композиции в виде оторочки, которая вследствие адсорбции и других процессов взаимодействия реагентов приводит к снижению подвижности воды в пористой среде. Тогда объем технологической жидкости для проведения технологического процесса можно рассчитать по формуле. При оценке влияния изменения фильтрационного сопротивления промытых зон на выработку пластов важным является определение увеличения охвата нефтеносного коллектора заводнением. В условиях неоднородных пластов проведенная выше оценка влияния ограничения фильтрации воды на охват пласта по изменению его работающей толщины при заводнении только частично характеризует этот сложный технологический процесс, относящийся к целым нефтеносным площадям. Коэффициент охвата определяется как отношение порового объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, ко всему поровому объему [, 75, , 30, , , ]. Для расчета этих объемов предложен ряд зависимостей с различными геолого-физическими параметрами пласта. При определении щ большинство авторов за основу принимают профили приемистости и притока [75, и др. Коэффициент охвата по площади при известных коэффициентах вытеснения и нефтеотдачи определяется из формулы 5. Ряд исследователей предлагает значение щ рассчитывать в зависимости от площади пласта, приходящейся на одну скважину, то есть по плотности сетки скважин. Большинство из рассмотренных формул носят экспоненциальный характер, установленный В. Вышеприведенные методики расчета щ охБ предназначены для оценки результатов отдельных крупных площадей, по которым имеются статистические данные, или их можно рассчитать. Для небольших групп скважин элемента нефтеносной площади наиболее приемлемым является балансовый метод оценки, основанный на применении утвержденных для данной площади балансовых запасов, коэффициента нефтевытеснения р Быт и фактически дополнительно добытой нефти:. Таким образом, технологическая основа применения водоизолирующих химреагентов и других средств воздействия на обводненные пласты заключается в обеспечении нефтевытеснения с одновременным блокированием промытых каналов нефтеводонасыщенного коллектора. Промысловые исследования по ограничению движения вод с применением новых материалов предусматривают:. Результаты моделирования пластовых процессов и опытных работ по применению на промыслах гипана для проведения водоизоляционных работ в призабойной зоне пласта в различных геологофизических условиях рис. На этой основе были разработаны технологические схемы I - V применения гипана рис. Принципиальные схемы закачивания технологических жидкостей при обработке скважины водоизолирующим составом на основе гипана:. Для создания прочной мембраны в призабойной зоне пласта в схемах II, III предусмотрено вслед за гипаном закачивание электролита, что исключает обратное вытеснение неотвержденного полимерного раствора из пласта с высоким давлением. В продуктивном пласте с низкой минерализацией воды пути водопритоков предварительно следует заполнить раствором CaCl 2 или другого электролита схема III. Этим достигается высаживание полимера из раствора в более полном объеме. Несмотря на высокую обводненность добываемой жидкости, некоторые скважины имеют низкую приемистость. В этом случае можно предусмотреть предварительное дренирование обводненных пропла-стков закачиванием соляной кислоты схема IV. Цементирование по V схеме применяется для исключения обратного вытеснения гипана из пласта, а в ряде случаев для установления мостов в стволе скважины и проведения других вспомогательных операций. Первые испытания технологии проводились в скважинах Ро-машкинского, Ново-Елховского и других месторождений республики Татарстан, эксплуатирующих девонский горизонт Д! Основная задача экспериментов состояла в оценке эффективности применения гипана в различных геологофизических условиях, используя разработанные технологические схемы. При выборе концентрации учитывалось, что при взаимодействии с электролитом происходит структурирование полимерного раствора и сохраняется достаточно высокое значение коэффициента диффузии ионов см. Применимость гипана в данном объекте оценивалась по концентрации ионов в пластовой воде согласно формулам 3. Как показали исследования методами рассеянных гамма-излучений ЦМТУ и гамма-каротажа рис. Всю эту систему задав-ливали в пласт через заливочные трубы НКТ , спущенные до верхних перфорационных отверстий. Скважина после часовой выдержки была освоена компрессорным способом. Приток нижней воды после обработки был ликвидирован, на что указывают изменения диаграмм ГК и подтверждается уменьшением содержания воды в добываемой продукции при росте добычи нефти. Через восемь месяцев эксплуатации контрольные измерения показали, что среднемесячная добыча нефти в 6,6 раза превышает добычу до обработки пласта гипаном. Диаграммы геофизических исследований а и б , технологические показатели закачки в и добычи жидкости г скв. Рб и Рк - давление нагнетания гипана соответственно через НКТ и по кольцевому пространству; Ри - давление нагнетания воды при исследовании пласта; q - объемный расход закачиваемой жидкости; t - время; 1 - вода; 2 - нефть. Диаграммы геофизических исследований а , профили притока жидкостей б , графики изменения технологических показателей закачивания в и добычи жидкости г из скв. Освоение произведено после выдержки скважины под давлением без повторного вскрытия перфорацией. За 3,5 года дополнительно было извлечено 23,9 тыс. Исследования расходомером до и после обработки показали, что в результате обработки гипаном в работу были подключены ранее бездействующие пропластки в интервале глубин - м. Аналогичные результаты были получены и в остальных скважинах Анали46технологических параметров показал идентичность характера изменения давления при нагнетании гипана через НКТ в обеих скважинах при различном геологическом строении пластов кривые Р б на рис 5. Давление нагнетания по кольцевому пространству значительно ниже, чем по насосно-компрессорным трубам, что обусловлено уменьшением потерь давления на трение кривая Р к на рис. Характерным для технологической схемы II является резкое повышение давления при попадании раствора CaCl2 в призабойную зону пласта. Это указывает на образование в призабойной зоне пласта полимерной "мембраны" вследствие взаимодействия электролита с гипаном, как это было показано в лабораторных условиях см. Рн, Рб, Рк - давления нагнетания соответственно при исследовании приемистости, закачивания полимера через НКТ и по кольцевому пространству скважины пласт. Кривая Р б характеризует изменение давления, связанное с изменением вязкости прокачиваемых через НКТ жидкостей, - при заполнении труб полимерным раствором происходит рост, а при замещении его менее вязкой продавочной жидкостью снижение давления. Вторичное повышение давления происходит при циклической закачке полимерного раствора через НКТ по технологической схеме. II , обусловленное взаимодействием гипана с электролитом штриховые линии , закачиваемым в пласт за полимером [99, ]. После заполнения водой давление в кольцевом пространстве Р к отражает давление, при котором гипан фильтруется в пласт. В большинстве скважин после некоторого повышения в начале процесса закачки давление стабилизируется при значениях, значительно меньших горного, то есть ожидаемый рост давления по мере увеличения объема закачиваемой жидкости не происходит. При закачке гипана в скв. Проницаемость водонасыщенной части пласта, определенная по геофизическим данным, составила 0, мкм 2. Пластовое давление равнялось 16,5 МПа. Обводнение добываемой продукции произошло подошвенной водой вследствие близкой перфорации к ВНК и низкого качества разобщения пласта. Для этих условий ожидаемый перепад давления при закачивании гипана определяется по закону Дарси: Как видно из рис. Несоответствие объемной скорости фильтрации высоковязких полимерных жидкостей расчетной наблюдается и на других месторождениях Урало-Поволжья [], что можно объяснить наличием системы трещин и микротрещин, которые раскрываются при перепадах давления значительно меньше горного. Очевидно, интервалы а - в на кривой 6 см. Результаты геофизических и гидродинамических исследований скв. Несмотря на неравномерную фильтрацию гипана в пласт, в большинстве скважин наблюдается снижение притока воды и прирост добычи нефти. Это указывает на поступление основной массы воды по наиболее крупным порам и трещинам, так как гипан, как было показано в лабораторных условиях, фильтруется по высокопроницаемым каналам. Наличие притока нефти при закачивании его через эксплуатационный фильтр скважины подтверждает селективный характер воздействия гипана на нефтеводонасыщенный пласт. Во многих скважинах были получены аналогичные результаты [58, 99, ], подтверждающие важность использования процессов взаимодействия реагента с компонентами продуктивного пласта для избирательного ограничения притока вод в скважины, как это было установлено теоретическими и лабораторными исследованиями. Детально описанные выше технологические операции, связанные с закачиванием гипана, характерны для всех разработанных схем. Общими для первых испытаний были следующие факторы: Основная задача опытно-промышленных работ, заключающаяся в определении оптимальных и граничных условий применения разработанных технологий, методически решалась путем установления зависимости эффективности проводимых работ от следующих факторов:. Для выявления скважин месторождения, у которых ожидается рост добычи нефти после обработки гипаном, был применен метод ранговой классификации. В качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны дебиты всех скважин и степени их обводненностей на момент принятия решения. Далее доказательство согласованности изменения выбранных факторов и эффекта обработки гипаном обосновывалось наличием корреляционной зависимости с помощью ранговой корреляции Спирмена, приведенной во временном методическом руководстве по анализу и диагностированию взаимодействия скважин. В качестве исходного информационного массива использовались:. Так как расчетное значение больше табличного, значение r признается достоверным, то есть связь между первым фактором дебитами и эффектом обработки диагностируется. Приведем описание метода ранговой классификации для выбора скважин Акташской площади Ново-Елховского месторождения под обработку гипаном по дебитам скважин и степени обводненности добываемой продукции. В результате обработки промыслового материала было получено решающее правило оценки эффекта по сумме рангов табл. Приняв за критерий эффективности проводимых операций коэффициент успешности, численно равный отношению количества успешных обработок к общему количеству операций в процентах, проведен анализ методом ранжирования опытно-промышленных работ в скважинах на различных месторождениях Татарстана табл. При этом в качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны средняя обводненность продукции, пластовое давление и толщина обрабатываемого пласта. Для всех трех факторов предварительно была доказана связь с эффектом обработки. Максимальная успешность при закачивании через эксплуатационный фильтр скважины достигнута при закачивании. Исходя из полученных результатов в качестве оптимального рекомендован удельный расход гипана в пределах 0, Способ закачивания гипана 2. Физическая сущность этого критерия заключается в том, что высокая обводненность продукции является следствием образования крупных каналов, в которые хорошо фильтруются водоизолирующие материалы. В зависимости от дебитов он составляет: Для условий Ромашкинского месторождения в диапазоне проницаемости от 0,1 до 1 мкм 2 зависимость успешности от проницаемости описывается эмпирической формулой. Анализ результатов применения гипана в скважинах с различной минерализацией пластовых вод табл. В пластах с давлением 19,0 - 19,5 МПа скв. В условиях высоких давлений в пластах со слабоминерализованной водой гипан можно использовать как высоковязкий тампон. Наиболее наглядно зависимость поступления жидкостей от минерализации воды после обработки гипаном наблюдалась в скв. Диаграммы геофизических исследований а и рабочие параметры б скв. Эти результаты согласуются с лабораторными исследованиями см. Как показано выше, с применением гипана не всегда достигается ограничение водопритока и увеличение дебита нефти.
Состав и физико-химические свойства природных газов
Как самому сделать фото 3х4
Составьте план описания ледника
Рак груди мкб
Спецоценка условий труда в 2016 году
Нхл результаты последних матчей
Результат боя поветкин такам