Бузулукский строительный колледж Нагнетательные скважины

Бузулукский строительный колледж Нагнетательные скважины (Презентация к лекционному курсу) Разработал: преподаватель спецдисциплины Малюкова П. А. г. Бузулук – 2015 г.

1. Назначение нагнетательных скважин. Условия работы.

1 ур При проектировании и разработке нефтяных месторождений основной категорией скважин является эксплуатационный фонд: ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ФОНД СКВАЖИН ДОБЫВАЮЩИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ • фонтанные • законтурные • водозаборные • газлифтные • приконтурные • насосные • внутриконтурные • поглощающие Имеют фонтанное, Предназначены для газлифтное или воздействия на добычи технической продуктивные пласты насосное оборудование путем нагнетания в них воды, сброса и предназначены для воды, газа и др. рабочих промысловых вод в, добычи нефти, агентов с целью глубокозалегающие нефтяного газа, газового поддержания поглощающие пласты, пластового давления конденсата и попутной для продления подзем. хранения газа воды фонтанного периода эксплуатации или увеличения дебита механизированных добывающих скважин

I – законтуроное заводнение; II – внутриконтурное заводнение

1 ур Нагнетательные скважины используются: • 1) при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых; • 2) для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др. • 3) при подземном хранении газа, • 4) разработке угольных месторождений способом подземной газификации и др.

ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЕВ СКВАЖИН Конструкция забоя скважины должна обеспечивать: – Механическую устойчивость призабойной части пласта, предотвращение обрушения породы – Эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом – Возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта – Доступ к забою скважин спускаемого оборудования – Возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта. Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций оборудования забоев скважин

1 ур 1. Открытый забой башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна: Ø при достаточно устойчивых горных породах; Ø при сравнительно однородном пласте; Ø при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; Ø при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления; Ø а также, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки. Менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Забой, перекрытый хвостовиком 1 ур колонны, перфорированным перед её спуском Вариант 1. 1) Скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта. 2) Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Условия применения такой конструкции одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

1 ур Вариант 2. 1) Башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. 2) Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров – предотвращение поступления песка в скважину.

1 ур 3. Перфорированный забой 1) Ствол скважины пробуривается до проектной отметки. 2) По результатам геофизических исследований точно определяются нефте , водо и газонасыщенные интервалы. 3) В скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважины с перфорированным забоем нашли самое широкое применение (более 90% фонда).

1 ур Основные преимущества скважин с перфорированным забоем: Ø Надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией; Ø Возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов; Ø Устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации; Ø Возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта.

2. Оборудование нагнетательных скважин.

2 ур Оборудование нагнетательных скважин Наземное оборудование: • 1) нагнетательная арматура, которая устанавливается на верхний фланец колонной головки и состоит из трубной головки и нагнетательной елки; • 2) насосные станции; Подземное оборудование: • 1) насосно-компрессорные трубы; • 2) пакер;

Система поддержания пластового давления (ППД) представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД включает в себя следующие технологические узлы • - систему нагнетательных скважин; • - систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); • - станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Система поддержания пластового давления

Установка погружного центробежного электронасоса а для подачи пластовых вод: 1 – погружной электродвигатель; 2 – погружной насос; 3 – оборудование устья скважины; 4 – силовой кабель; 5 – комплексное оборудование; 6 – трансформатор; б – для закачки воды: 1 – шурф; 2 – разводящий водовод; 3 – электронасосный погружной аппарат; 4 – контрольно-измерительные приборы; 5 – нагнетательный водовод; 6 – комплексное устройство; 7 – трансформатор

3. Устьевая арматура нагнетательных скважин. Типовые схемы арматуры. Технические характеристики ФА.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны головка скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка для обвязки двух колонн состоит из: 1 – катушка соединена с корпусом 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство . Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса 550 кг.

• Арматура предназначена для герметизации устья 3 ур нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. • Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения. • Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Трубная головка

3 ур

3 ур

3 ур

3 ур Шифр фонтанной и нагнетательной арматуры

4. Подземное оборудование нагнетательных скважин

• Домашнее задание: • Составить кроссворд на тему: Оборудование нагнетательных скважин • На А 4, количество слов до 20, будет вкладываться в ваше портфолио

В подземное оборудование входит колонна НКТ и пакер. Колонна НКТ служат в основном для следующих целей: • -подъёма на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа; • - подача в скважину жидкости или газа (осуществление технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта); • - подвески в скважину оборудования.

Классификация НКТ По способу соединения между собой По применяемому материалу Разборные Неразборные Неметаллические Метал лические - из стекловолокна; Муфтовые Безмуфтовые - легкосплавные - полимерные; - стальные. - комбинированные; - с гладкими концами; - с высадкой внутрь; - с приваренными концами; - с высадкой наружу. Стальные: - без покрытия - с покрытием

Схемы типов соединений стальных насосно-компрессорных труб: а – неравнопрочное муфтовое; б – равнопрочное муфтовое с высадкой наружу; в – равнопрочное безмуфтовое с высадкой наружу; г –равнопрочное безмуфтовое с высадкой внутрь; д – равнопрочное муфтовое с приварными резьбовыми концами.

Классификация пакеров Пакеры предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. По принципу действия пакеры могут быть: • механические М, • гидравлические Г • гидромеханические ГМ. По способу установки в скважину пакеры делятся на устанавливаемые на трубах или на канате. Пакеры могут быть извлекаемые и неизвлекаемые. Последние ещ называют разбуриваемыми. По количеству проходных каналов пакеры могут быть одно- и двухствольными. Первые предназначены для работы с одной колонной труб, вторые — с двумя. Двухствольные пакеры могут быть с параллельным и концентричным расположением стволов. При работе пакера в скважине необходим его упор. По типу упоров пакеры могут быть с упором через шлипсовый захват за обсадную колонну и стык обсадных колонн в муфтовом соединении, а также с упором на забой.

Пакеры: а), б) – гидравлические; в), г) – механические.

Конструкция пакера ПН ЯМ: а пакеры с наружными диаметрами от 150 до 165 мм; 1 головка пакера; 2 упор манжет; 3 манжеты; 4 конус; 5 плашка; 6 плашкодержатель; 7 цилиндр; 8 захват; 9 корпус фонаря; 10 башмак фонаря; 11 замок, ограничивающий взаимное передвиже ние ствола пакера и лишних деталей: 12 гайка; 13 палец замка: 14 ствол пакера. Диаметр пакеров от 108 мм до 245 мм

5. Обслуживание нагнетательных скважин

Работы по ППД выполняет оператор по ППД, который имеет квалификацию, допуск и наряд на проведение работ. Перед началом работ по ППД: • 1. П роверяют работу задвижек фонтанной арматуры и работу манометров. • 2. На нагнетательной линии проверяют соединения, задвижки, проводят визуальный осмотр. • 3 Проверяют все КИП • 4. Проверяют работоспособность автоматики, которая в случае аварии срабатывает. • 5. Проверяют свойства рабочего агента. После проведения ППД: • 1. Если применялись хим. реагенты промыть инертной жидкостью нагнетательную систему.

6 -7. Меры безопасности при обслуживании нагнетательных скважин.

• 1. Все процессы выполняются на основе рабочего проекта строительства скважины. • 2. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся по плану работ, разработанному на основе проекта и утвержденному эксплуатирующей организацией. • В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности. • 3. Производится контроль газовоздушной среды в процессе работы 4. Нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан. • 5. Нагнетательная система после сборки до начала закачки опрессовывается на полуторакратное ожидаемое рабочее давление • 6. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ.

• 7. В зимнее время перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки, необходимо проверять наличие в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок. • Удалять ледяные пробки из трубопроводов путем обогрева открытым огнем запрещается. • 8. При закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фтористоводородной кислоты и т. д. ) необходимо иметь спецодежду, спецобувь и средства индивидуальной защиты; запас чистой пресной воды; нейтрализующие компоненты для раствора • 9. После закачки химреагентов необходимо промыть нагнетательную систему инертной жидкостью. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость. • 10. Во время проведения гидроразрыва пласта находиться персоналу возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается. • 11. Установка передвижных установок депарафинизации допускается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

8. Освоение нагнетательных скважин свабированием (поршневанием).

• Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину После получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии.

Лубрикатор скважинный Лубрикатор геофизический используется для герметизации устья скважин в ходе проведения спускоподъемных операций в процессе исследования и депарафинизации

• Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

9. Освоение нагнетательных скважин компрессором

• Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность

10. Освоение нагнетательных скважин глубинными насосами

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно- насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

11. Методы воздействия на призабойную зону при освоении скважины

Назначение воздействия на призабойную зону • Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Методы воздействия на ПЗС • Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: • химические; • механические; • тепловые.

Химические методы воздействия на ПЗС Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая соляно-кислотная обработка: • - кислотные ванны; • - простые кислотные обработки; • - кислотные обработки под давлением; • - глубокая кислотная обработка; • - пенокислотная обработка; • - кислотная обработка пластов с низкой температурой; • Глинокислотная обработка.

Механические методы воздействия на ПЗС К ним относятся: • - пулевая перфорация; • - кумулятивная перфорация; • - общее торпедирование; • - направленное торпедирование; • - направленная перфорация взрывными снарядами; • - ГРП • - вибрационное воздействие на пласт

Тепловые методы воздействия на ПЗС Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: • - электротепловая обработка; • - закачка в скважину горячих жидкостей; • - паротепловая обработка. Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или пласт прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

12. Кислотная обработка призабойной зоны нагнетательной скважины.

• Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. • Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. • Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10 - 15 %.

• Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. • После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. • Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12 - 16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 С и 2 - 3 ч при забойных температурах 100 - 150 С.

13. Меры безопасности при освоении нагнетательных скважин и проведении СКО.

ТБ при освоении • 1. Эксплуатационная колонна д. б. прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины. • 2. Установлен сепаратор, превентор и емкости для сбора флюида. Применение гибких рукавов в обвязке устья, сепаратора и емкостей запрещается. • 3. Скважина должна быть заполнена до устья промывочной жидкостью с соответствующими параметрами. • 4. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины, не допуская его снижения. • 5. Скважина должна осваиваться только после установки на ее устье фонтанной арматуры, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье при эксплуатации скважины.

ТБ при СКО 1. Люки бункеров и цистерн должны закрываться откидными крышками и решетками. 2. Соляно кислотные обработки осуществляют под руководством инженерно — технического работника по утвержденному плану. 3. Агрегаты для соляно-кислотных обработок устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее 1 м, а кабины не были обращены к устью скважины. 4. До начала закачки в скважину жидкости для СКО проверяется исправность насосных агрегатов и другого оборудования, правильность и надежность их обвязки и соединения с устьевой арматурой скважины, а также приборов для замера и регистрации давления. 5. Нагнетательные трубопроводы подвергают опрессовке на давление в 1, 5 раза больше ожидаемого максимального давления. При проведении гидравлического испытания трубопроводов люди должны быть удалены за пределы опасной зоны.

14. Системы заводнения: законтурное заводнение, приконтурное заводнение, внутриконтурное заводнение, блоковое заводнение, очаговое заводнение.

• Законтурное заводнение. За контуром месторождения бурят нагнетательные скважины, в которые и подается вода. Таким образом, давление в пласте остается все время постоянным. Это дает возможность увеличить нефтеотдачу пласта до 70%. • Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

• Приконтурное заводнение , когда из-за плохой проницаемости пород на контуре нефтеносности нагнетательные скважины располагают между внутренним и внешним контурами нефтеносности в водо-нефтяной зоне пласта.

• Очаговое заводнение , при котором нагнетательные скважины не связаны с одной общей системой и расположены на отдельных участках, применяется для выработки запасов нефти из небольших линзообразных залежей. Избирательное заводнение предусматривает расстановку нагнетательных скважин не строго в ряд, а исходя из распределения коллекторских свойств пластов по площади. • При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.

• Следующие слайды для увеличения своего кругозора

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН СПОСОБЫ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН Пулевая Осуществляются на промыслах геофизическими Торпедная партиями с помощью специального Кумулятивная оборудования Гидропескоструйная Осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов

Пулевая перфорация скважин В скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких аппарат (8 – 10) камор – стволов; Каморы заряжаются пулями диаметром 12, 5 мм, взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами; При подаче электрического импульса происходит залп, пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Пулевые перфораторы: · С горизонтальными стволами (длина стволов мала С горизонтальными стволами и ограничена радиальными габаритами перфоратора); · С вертикальными стволами и отклонителями пуль на концах (для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины).

1. Пулевой перфоратор ПБ 2 Аппарат состоит из: § Нескольких секций, каждая имеет каморы с ВВ; § Коротких горизонтальных стволов, заряженных пулями и закрытых герметизирующими прокладками; § Запальных устройств, срабатывающих при подаче по кабелю электрического тока. Технические характеристики: § Давление газов в каморе – 2000 МПа § Масса заряда ВВ одной каморы – 4 ÷ 5 г § Длина перфорационных каналов – 65 ÷ 145 мм § Диаметр канала в породе – 12 мм § Максимальная толщина вскрываемого интервала пласта – 2. 5 м

2. Пулевой перфоратор с вертикально 2. Пулевой перфоратор криволинейными стволами ПВН 90 Аппарат состоит из: § Нескольких секций, в каждой из которых имеется 4 длинных вертикальных ствола (два направлены вверх и два вниз для компенсации реактивных сил) и 2 каморы большого объема; § Пуль, изготовленных из легированной стали, покрытых медью или свинцом для уменьшения трения; § Желобков-отклонителей. Технические характеристики: § Масса ВВ в одной каморе – 90 г § Давление газов в каморах – 600 - 800 Мпа § Длина перфорационных каналов в породе – 145 - 350 мм § Диаметр каналов в породе – 20 мм § Максимальная толщина вскрываемого интервала пласта – 2. 5 м

Торпедная перфорация скважин осуществляется спускаемыми на кабеле аппаратами, стреляющими разрывными снарядами (при остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы) Аппарат состоит из: § Секций, в каждой из которых по два горизонтальных ствола; § Снарядов снабженнных внутренним зарядом ВВ и детонатором. Технические характеристики: § Масса внутреннего заряда ВВ – 5 г § Масса ВВ одной камеры – 27 г § Длина каналов в породе – 60 ÷ 100 мм § Диаметр перфорационного канала – 22 мм § Максимальная толщина вскрываемого интервала пласта – 1 м На 1 м длины делается не более 4 -х отверстий, так как при торпедной перфорации возможно разрушение обсадной колонны

Кумулятивная перфорация скважин Кумулятивная перфорация осуществляется спускаемыми на кабеле стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой металлической облицовки заряда ВВ. Энергия взрыва в виде тонкой струи газов - продуктов сгорания ВВ, пробивает канал. Кумулятивные перфораторы (все имеют горизонтально расположенные заряды) Корпусные Бескорпусные, (многократного действия) ленточные (одноразового действия)

Корпусной кумулятивный перфоратор ПК 105 ДУ Кумулятивный заряд Детонирующий шнур Эл. кабель Взрывной патрон

Ленточный кумулятивный перфоратор ПКС 105 Кабельный наконечник Стальная лента Взрывной патрон Детонирующий шнур Кумулятивный заряд Груз

Технические характеристики: § Масса ВВ одного заряда – 25 - 50 г. § Скорость кумулятивной струи в головной части – 6000 ÷ 8000 м/c § Давление на преграду – до 100 ГПа § Длина каналов в породе – до 350 мм § Диаметр перфорационного канала – 8 ÷ 14 мм § Максимальная толщина вскрываемого интервала пласта (за один спуск) – до 3. 5 м (корпусные) до 30 м (ленточные) Недостаток бескорпусных перфораторов - невозможность контролирования числа отказов. В корпусных перфораторах такой контроль осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.

Гидропескоструйная перфорация При гидропескоструйной перфорации (ГПП) разрушение преграды происходит в результате абразивного и гидромониторного воздействия на них высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу НКТ. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления. При ГПП создание отверстий в колонне и образование канала в породе достигается за счет большой скорости песчано-жидкостной струи и высокого перепада давления. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано- жидкостной струи.

Аппарат для ГПП Аппарат АП-6 М имеет 6 АП-6 М боковых отверстий, в которые ввинчиваются 6 насадок для одновременного создания шести перфорационных 1. Корпус; каналов. 2. Опрессовочный Насадки в стальной оправе клапан; изготавливаются из твердых 3. Узел насадки; сплавов, устойчивых против 4. Заглушка; износа водопесчаной смесью, 5. Обратный 3 трех стандартных диаметров клапан; 3; 4, 5 и 6 мм. 6. Хвостовик; Медленно вращая пескоструйный аппарат или 7. Центратор. вертикально его перемещая, можно получить горизонтальные или вертикальные надрезы и каналы.

Технические характеристики: § Концентрация песка в рабочей жидкости – 80 ÷ 100 кг/м 3 § Давление нагнетания рабочей жидкости в НКТ – 70 МПа § Перепад давления при разрушении породы – 12 ÷ 20 МПа § Скорость песчано-жидкостной струи – до 100 м/с § Длина каналов в породе – до 500 мм § Диаметр перфорационного канала – 14 мм § Время воздействия на преграду – не более 20 мин