Основы технологии добычи нефти и газа

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), полированный шток, устьевая арматура 7, рабочий манифольд, канатная подвеска и траверсы, редуктор, электродвигатель.

Рис. 10 - Схема УШГН: 1 - обсадная колонна; 2 - фильтр; 3 - цилиндр; 4 - НКТ; 5 - штанги; 6 - колонная головка; 7 - арматура; 8 - полированный шток; 9 - канатная подвеска; 10 - головка балансира; 11 - балансир; 11а - опора; 12-шатуны; 12а-траверса; 13-кривошипы; 13а - противовесы; 14-редуктор;14а-шкив; 15-клино- ременная передача; 15а-электродвигатель; 16-стойка; 16а-тормоз; 17-рама; 17а - поворотные салазки; 18 - фундамент; 19 - нагнетательный клапан; 20 - всасывающий клапан; 21 - продуктивный пласт; П - плунжер

Устройство, типы и принцип действия ШСН. На нефтяных промыслах применяют штанговые скважинные насосы различных размеров и конструкций, выбор которых определяется конкретными условиями эксплуатации ШСН. Самыми распространенными являются насосы двух типов: трубные (невставные) и вставные.

По типу поршня (плунжера) насосы изготовляются с металлическим и манжетным (с неметаллической рабочей поверхностью) плунжерами. Металлическим плунжером комплектуют насосы с втулочным цилиндром, манжетным - как с втулочным, так и с безвтулочным цилиндром. Известны несколько конструкций манжетных плунжеров. В основном применяют скважинные насосы с гуммированным плунжером, резиновые манжеты которого имеют форму колец, присоединенных методом вулканизации к корпусу плунжера.

Невставным, или трубным, называют насос, цилиндр которого присоединяют непосредственно к насосным трубам и вместе с ними спускают в скважину, а плунжер спускают и поднимают отдельно на насосных штангах. Насос НСН-1 является вертикальным плунжерным невставным насосом одинарного действия. Он оснащен двумя шаровыми клапанами - всасывающим 6 и нагнетательным /. Нагнетательный клапан расположен в верхней части плунжера. Конус всасывающего клапана плотно входит в седло, к корпусу этого клапана присоединен захватный шток с улавливателем, который предназначен для подъема на поверхность всасывающего клапана насоса НСН-2. Насосы НГН-1 с патрубком-удлинителем и с удлиненным переводником цилиндра собираются из чугунных втулок и выпускаются диаметром 43; 55 и 68 мм; 28 и 32-мм насосы имеют цилиндры, собранные из стальных втулок.

Насос НСН-2 - вертикальный плунжерный, невставной, одинарного действия, с одним всасывающим и одним или двумя нагнетательными клапанами, из которых один установлен в нижней части плунжера. Насосы НСН-2 комплектуются следующими видами плунжеров: гладким, канавчатым или плунжером «пескобрей» (в случае применения последнего вместо узла верхнего нагнетательного клапана ввинчивается клетка) и выпускаются с цилиндрами, собранными из чугунных или стальных втулок. Кроме того, эти насосы могут быть укомплектованы дополнительным узлом нагнетательного клапана, монтируемым на верхнем конце гладкого, или канавчатого, плунжера.

Вставным называют насос, цилиндр и плунжер которого спускают в скважину одновременно на насосных штангах. Насос устанавливают на специальную замковую опору, предварительно спущенную в скважину на колонне насосных труб.

На рис. 11 показана конструкция вставного насоса типа НСВ. Это вертикальный плунжерный насос одинарного действия, с цилиндром 7, собранным из отдельных втулок, с одним или двумя всасывающими и с одним или двумя нагнетательными клапанами. Эти насосы в принципе устроены аналогично трубным, но в отличие от последних они имеют дополнительные детали, позволяющие герметизировать насос в трубах после спуска в скважину. При этом насос садится конусом 3 на седло 4. Лепестки пружины 5, закрепленные на кожухе 9, упираются в буртики 6. Пружины 5 не дают насосу подняться с седла 4 замковой опоры под влиянием сил трения при движении плунжера 8 вверх. Во время смены насоса плунжер 8 поднимается до упора и на штангах 1 вся конструкция извлекается из посадочного седла 4. Пружины 5 соскальзывают с буртика 6, пропуская насос вверх, при этом жидкость из насосных труб сливается в скважину. Поскольку во вставном насосе через трубы 2 данного диаметра пропускается не только плунжер 8, но и цилиндр 7 вместе с конусом 3, то диаметр плунжера 8 этого насоса должен быть намного меньше диаметра невставного насоса. Насосы НСН-1 и НСВ имеют номинальный диаметр цилиндров 28 -68 мм, а насосы НСН-2 - 28 - 93 мм. Зазоры между плунжером и цилиндром (по диаметру) составляют 20 - 70 мкм (тугая посадка), 70 - 120 мкм (средняя посадка) и 120- 170 мкм (свободная посадка).



Рис. 11

Для откачки высоковязких нефтей применяют насосы со свободной посадкой Принцип действия для всех типов штанговых скважинных насосов общий. При ходе плунжера вверх на нагнетательный клапан действует давление вышележащего столба жидкости в насосных трубах и он закрыт При этом под действием столба жидкости в межтрубном пространстве нижний (всасывающий) клапан открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, выкидной клапан на плунжере открывается и плунжер погружается в жидкость, которая поступает в насосные трубы. При непрерывной работе насоса процессы всасывания и нагнетания чередуются, уровень жидкости в насосных трубах поднимается до устья и начинается перелив ее в выкидную линию через тройник устьевой арматуры.

Размеры насосных штанг и труб

Диаметр	Оборудование					Наименование станка	качалки
насоса,		1СК	2СК	ЗСК	4СК	5СК	6СК	7СК	8СК	9СК
28	Штанги Трубы	16 38	16 38	16 38	16 38	22-19 63-51	22-19 63-51	25-22-19 63	25-22-19 63	25-22-19 63
32	Штанга Трубы	16 38	16 38	16 51	16 51	22-19 63-51	22-19 63-51	25-22-19 63	25-22-19 63	25-22-19 63
38	Штанга Трубы	16 51	16 51	19 51	19 51	22-19 63	22-19 63	25 -22-19 63	25-22-19 63	25-22-19 63
43	Штанги Трубы	16 51	16 51	19 51	19 51	22-19 63	22-19 63	25-22-19 63	25-22-19 63	25-22-19 63
55	Штанга Трубы	19 63	19 63	19 63	19 63	22 63	22 63	25-22 76	25-22 76	25-22 76
68	Штанги Трубы	22 76	22 76	22 76	22 76	22 76	22 76	25-22 76	25-22 76	25-22 76
82	Штанги Трубы	-	-	22 89	22 89	22 89	25 89	25 89	20 89	25 89
93	Штанги Трубы	-	_	22 102	22 102	25 102	25 102	25 102	25 - 102	25 102

Устьевая арматура скважины, эксплуатируемой УШГН, кроме функций выполняемых при всех способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося в ней возвратно- поступательно полированного штока. Последний является механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК. На рис. 20 приведена одна из конструкций арматуры [12], применяющейся на промыслах.

Герметичность арматуры обеспечивается специальным сальниковым устройством (рис. 12). Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС1 - с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений); СУС2 - с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и газопроявлениями, табл. 4).



Рис. 12 - Устьевая арматура: 1 - колонная головка; 2 - затрубный ниппель; 3 - вентиль манометра; 4 - затрубный патрубок с вентилем; 5 - трубная головка; 6 - торйник; 7 - сальник; 8 - гайка

Рис. 13 - Арматура устьевая СУС1-73-31: 1 - тройник; 2 - втулка нижняя; 3 - вкладыш; 4 - стопор; 5 - кольцо уплотнитель- ное; 6 - манжетодержатель; 7 - крышка шаровая; 8 - уплотнительная набивка; 9 - головка шаровая; 10 - вкла дыш; 11 - грундбукса; 12 - крышка головки; 13 - шток; 14 - болт откидной; 15 - палец; 16 - шплинт; 17 - гайка накидная; 18 - ниппель; 19-наконечник

Техническая характеристика устьевых сальников

Показатели	СУС 1-73-31	СУС2-73-31	СУС1А-73-31	СУС2А-73-31
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80, мм	73	73	73	73
Диаметр устьевого штока, мм	31	31	31	31
Наибольшее давление (при неподвижном штоке затянутой сальниковой набивке), МПа	7	14	7	14
Рабочее давление (при неподвижном штоке), МПа	4	4	4	4
Габаритные размеры, мм	340x182x407	340x182x526	340x102x440	340x102x560
Масса, кг	21	24	19	22

4.2 Бесштанговые скважинные насосы

Главной отличительной особенностью бесштанговых глубинных насосов (БШГН) является отсутствие механической связи между наземным приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.

Наиболее обширную и потому первую группу в классе бесштанговых насосов составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину.

Ко второй группе относятся установки электродиафрагменных насосов (УЭДН), в которых подача жидкости производится колеблющейся гибкой диафрагмой. Приводом насоса является также погружной электродвигатель, монтируемый в одном корпусе с насосом. По объему внедрения они занимают второе место после УЭЦН. Область их использования - малодебитные скважины.

Третью группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти в настоящее время незначительна. Исполнительным механизмом здесь является винтовой насос, а приводом - погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину.

Четвертую группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). Они получили пока ограниченное применение на Российских промыслах. В качестве насоса УГПН используют обычный штанговый насос, а его приводом является специально спускаемый вместе с насосом гидравлический двигатель.

Пятую группу составляют установки струйных насосов (УСН), разработанные и испытанные в настоящее время на промыслах. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком жидкости, устанавливаемым на устье скважины многоплунжерным насосом.

По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяют на 3 группы :

а) насосы типа УЭЦНМ выполняются в обычном и коррозионно-стойком исполнении и предназначены для эксплуатации скважин диаметром 121,7; 130; 144,3 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 1,25 г/л, механических примесей до 0,1 г/л;

б) насосы типа У2ЭЦНМ изготовляются в изностойком и коррозионно-стойком исполнении и используются для эксплуатации скважин диаметром 112; 121,7; 130 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 0,02 г/л, мех. примесей до 0,5 г/л.

в) насосы типа УЭЦНМ4 предназначены для эксплуатации скважин диаметром 112 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 0,01 г/л, мех. примесей - до 0,5 г/л.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование (рис. 14)

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН) - рис. 23.

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность;

е) клапан обратный, исключающий переток жидкости из НКТ через насос во время остановки насоса и его обратное вращение, облегчает запуск двигателя;

ж) клапан спускной, обеспечивающий выход жидкости из НКТ перед подъемом установки.

Рис. 14

К наземному оборудованию относятся:

а)устьевая арматура, служащая для направления и регулирования дебита поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б)станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в)трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г)подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при слускоподъемных операциях.

Отечественная промышленность освоила и в настоящее время выпускает более 300 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Напирмер, УЭЦНМ5 - 125-1200 обозначает: У - установка, Э - привод от электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, М - модульного исполнения, 5-группа насоса (диаметр обсадной колонны), 125-подача насоса (м3/сут), 1200 напор (м). Буквы К, Т, КТ в шифре обозначают соответственно коррозионностойкое, теплостойкое или коррозионно-теплостойкое исполнение.

Принцип действия:

В отличие от штангового насоса, сообщающего напор перекачиваемой жидкости по средством возвратно поступательного движения плунжера, в центробежном насосе перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращаюшегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.

УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОДИАФРАГМЕННЫХ НАСОСОВ (УЭДН)

Установки электродиафрагменньгх насосов предназначены для добычи нефти из малодебитных скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм (рис. 15).

Обозначение установки УЭДН5- 12,5-800 расшифровывается следующим образом: У-установка; ЭДН5- 12,5-800 -типоразмер электронасоса; Э-привод от погружного электродвигателя; Д-диафрагменный; Н-насос; 5- номер группы электронасоса для использования в скважинах с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее 121,7 мм; 12,5-подача, м3/сут, 800-напор развиваемый электронасосом в м.

Отличительной особенностью установки электродиафрагменного насоса является наличие в насосе резиновой диафрагмы, разделяющей откачиваемую жидкость и приводную часть насоса (рис. 15)

Насос работает так: ¦ - ¦На валу электродвигателя 2 монтируется

ведущая шестерня 3, сообщающая крутящий момент ведомой шестерне 12. На валу последней установлен эксцентрик 4, воздействующий на толкатель 5 и пружину 6. Камера А заполнена маслом, и возвратно поступательное перемещение толкателя передается через масло диафрагме 7. При ее движении вниз в полости насоса создается разряжение и через всасывющий клапан 8 насос заполняется жидкостью.

При движении диафрагмы вверх клапан 8 закрывается, а нагнетательный клапан 9 открывается. При этом жидкость выбрасывается в НКТ.

Техническая характеристика описанного насоса следующая: ход диафрагмы - 2,5мм, расчетное число циклов 4-108, ход плунжера 16 мм, коэффициент полезного действия агрегата - 0,4-0,45. Производительность выпускаемых насосов: 4; 6,3; 8; 10; 12,5; 16м3/сут.

Наиболее нагруженными частями агрегата являются редуктор, диафрагма и клапаны. Перекачиваемой средой является Смесь нефти, воды и газа.

Содержание воды в перекачиваемой среде не ограничивается, а ее водородный показатель рН должен составлять 6,0-8,5. Максимальное содержание твердых частиц 0,2%; максимальное объемное содержание попутного газа на приеме насоса - до 10%; максимальная концентрация сероводорода 0,001%; рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90° С.

Привод насоса - четырехполюсный маслонаполненный асинхронный электродвигатель ПЭД Д-2,5-117. Конический редуктор и эксцентриковый привод с толкателем размещены в общей камере, герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой и компенсатором.

Рис. 15 - Установка электродиафрагменного насоса (УЭДН): 1 - обсадная колонна; 2 - пояса крепления кабеля; 3,4- шламовые трубы; 5 - сливной клапан; 6 - удлинитель кабеля; 7 - устьевая арматура; 8 - трубка манометра; 9 - манометр электроконтакный; 10 - сигнальный провод; 11 - комплектное устройство; Н - насос



Рис. 16 - Схемы электродиафрагменного насоса (ЭДН): 1 - компенсатор; 2 - электродвигатель; 3 - ведущая шестерня; 4 - эксцентрик; 5 - толкатель; 6 - пружина; 7 - диафрагма; 8 - всасывающий клапан; 9 - нагнетательный клапан; 10 - кабель; 11 - НКТ; 12 - ведомая шестерня; А - камера

УСТАНОВКИ-ЭЛЕКТРОВИНТОВЫХ НАСОСОВ (УЭВН) ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ (ЭВН)

Электрические винтовые насосы (ЭВН) относятся к типу объемных насосов, так же как и УШГН и УЭДН, они сохраняют высокую производительность при откачке вязких (до 6-10"6 м2/с) и газированных жидкостей, содержащих до 50% свободного газа, а также до 0,6 г/л механических примесей.

Применение в качестве привода серийных погружных электродвигателей (ПЭД) способствовало созданию и применениею скважинного варианта ЭВН. При этом ис пользуется наземное электрооборудование погружных центробежных насосов, и привод - погружные двигатели с частотой вращения 1500 об/мин (рис. 16).

Установки электровинтовых насосов для добычи нефти разработаны в конструкторском бюро по бесштанговым насосам (АО ОКБ БН «КОННАС», г. Москва) на производительность до 200 мЗ/сут и напор до 1200 м.

Основным рабочим органом электровинтового йасоса является стальной винт (рис. 17). Во время работы винт вращается вокруг своей оси, одновременно сама ось совершает вращение по окружности (представьте себе шестерню с внутренним зацеплением, по которой катится зубчатое колесо в обратном направлении). Свободные пространства между винтом 4 и обоймой 3, которые заполняет жидкость, изолированы одно от другого вследствие непрерывности линии соприкосновения винта и обоймы. Вращаясь, винт выталкивает жидкость из камер «К» в двухвинтовых насосах жидкость через фильтр поступает на прием винтам отдельно. Винты расположены навстречу друг другу, что обеспечивает разгрузку вала от осевых усилий и снижает осевое давление на подшипники.

Скважинная жидкость через фильтры 2 поступает в полости, образуемые винтом 4 и обоймой 3 и, выталкиваясь из них, поступает в насосно-компрессорные трубы, 11.

Насос снабжается пусковой муфтой 9, обеспечивающей включение вала насоса в работу после набора номинальной частоты вращения вала электродвигателя. Шарнирная муфта 5 компенсирует эксцентриситет винтов двух насосов, а предохранительный клапан 1 исключает движение жидкости из насосно-компрессорных труб через насос при остановке и его обратное вращение.



Рис. 17 - Размещение установки погружного винтового сдвоенного электронасоса в скважине: 1 - трансформатор; 2 - комплектное устройство; 3 - пояс крепления кабеля; 4 - НКТ; 5 - насос; 6 - кабель; 7 - электродвигатель

Рис. 18 - Электровинтовой насос: 1 - предохранительный клапан; 2 - фильтр; 3,6- обоймы; 4,7 - винты; 5 - муфта; 8 - вал; 9 - пусковая муфта; 10 - протектор; 11 - НКТ

УСТАНОВКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ (УГПН)

Если в цилиндр поршневого насоса нагнетать жидкость, направляя ее попеременно в подпоршне- вую или надпоршневую полость, поршневой насос начнет работать в режиме гидравлического двигателя. Именно на этом принципе основан и гидравлический поршневой насос.

Гидравлические поршневые насосы (ГПН) относятся к бесштанговым глубинным насосам для добычи нефти, в которых насос и двигатель выполняются в одном узле -погружном агрегате, транспортируемом на место установки в скважине давлением нагнетаемой с поверхности жидкости.

Применение в насосах гидравлического привода имеет ряд преимуществ, важнейшие из которых следующие: высокий коэффициент полезного действия, простота управления и обслуживания, унификация, удовлетворительная эксплуатация глубоких искривленных и направленных скважин, возможность спуска и подъема погружного агрегата без подъемных сооружений и бригад подземного ремонта, применение на ограниченных по величине устьевых площадках.

На рис. 19 приведена схема размещения подземного оборудования скважины, эксплуатируемой УГПН.

На насосно- компрессорных трубах 1 в скважину опускается седло5 с пакером 7.

Седло 5 служит для размещения погружного агрегата и образует с ним единую систему каналов К(и Kj для движения жидкости. Насосный агрегат 4 опускается в скважину давлением жидкости, подаваемой с устья (на схеме стрелка «А» ) и фиксируется в седле 5.

Наличие на корпусе агрегата и в седле уплотнительных манжет обеспечивает необходимую герметичность узлов.

Для подъема насосного агрегата из скважины направляют на устье поток жидкости в затрубное пространство, и она, попадая в седло через каналы К, и К2, и действуя по стрелке «Б» выпрессовывает агрегат из седла.

Пакер предназначен для герметизации затрубного пространства при использовании последнего в качестве канала для подъема жидкости.

Рис. 19 - Схема подземной части УГПН: 1 - НКТ; 2 - затрубное пространство; 3 - обсадная колонна; 4 - гидропоршневой агрегат; 5 - седло; 6 - обратный клапан; 7 - пакер; К, К - каналы

Поверхностное оборудование включает в себя силовой насос, устьевую арматуру и систему подготовки жидкости.

Гидропоршневой насосный агрегат (рис. 20) включает в себя поршень 1 и цилиндр двигателя 2, шток 2а, соединяющий поршень двигателя 1 с поршнем насоса4, перемещающимся в цилиндре 5.

По каналу «А» рабочая жидкость поступает под поршень двигателя в полость «Б». Золотник 3 выполнен в виде двух цилиндров, имеющих разные сечения со стороны полости «Б» и полости «Е». Шток 2 имеет выемки, с помощью которых, при его движении поток жидкости периодически направляется в полости «Б» и «В», что вынуждает поршень 1 совершать возвратно-поступательное движение.

Поршень насоса 4 движется синхронно с поршнем двигателя 1. При ходе вверх скважинная жидкость поступает в полость «Д» цилиндра насоса 5 через клапан 7, при ходе вниз выбрасывается через клапан 6 и канал «Г» в затрубное пространство скважины.

Рабочая жидкость также выбрасывается в затрубное пространство из полости «Б» и «В» при ходе поршня вниз, подъема золотника 3 и открытия канала «С».

Для герметизации устья нефтяных скважин, подвески колонны насосно-компрессорных труб, распределения потоков жидкости, спуска в скважину, работы и подъема гидропоршневого насоса используют оборудование устья скважин.

Рис. 20 - Гидропоршневой насосный агрегат: 1 - поршень двигателя; 2 - цилиндр двигателя; 2а - шток; 3 - золотник; 4 - поршень насоса; 5 - цилиндр насоса; 6 - нагнетательный клапан; 7 - всасывающий клапан; 8 - седло; 9 - пакер; 10 - обсадная колонна; 11 - НКТ; А, С - каналы; Б, В, С, Е, Д - полости

4.3 Методы интенсификации добычи нефти и газа

Эффективность работы добывающих нефтяных и газовых скважин и поглощающая способность (приемистость) нагнетательных зависят в основном от проницаемости пород, из которых состоит продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия скважины (призабойной зоне), тем больше ее производительность или приемистость. Проницаемость пород одного и того же пласта может существенно различаться по его площади и разрезу. Часто при высокой средней проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего приток к ним нефти или газа ухудшается.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, по окончании бурения призабойные зоны скважин часто загрязняются глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его первоначальной проницаемости. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшаться из-за закупорки пор парафинами, смолами и частицами глины. Призабойную зону нагнетательных скважин загрязняют различные механические примеси, находящиеся в закачиваемой воде: ил, глина, оксиды металлов и др.

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещнноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, скапливающихся на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно классифицировать как химические, механические, тепловые и физические. Часто на практике для увеличения эффективности обработки призабойных зон различные методы применяют в сочетании один с другим или последовательно один за другим. Выбор конкретного метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, в целях увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в результате увеличивает проницаемость пород для нефти.

Принято также условно разделять методы улучшения проницаемости призабойной зоны скважин на две группы:

предупреждающие ухудшение коллекторе ких свойств пластов;

направленные на восстановление или улучшение проницаемости призабойной зоны скважин.

К методам первой группы относятся вскрытие газоносных пластов с продувкой газом, применение буровых растворов с низкой водоотдачей и приготовленных на нефтяной основе, сокращение времени соприкосновения бурового раствора с продуктивным пластом. К методам второй группы относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), кислотные обработки скважин, сочетание гидравлического разрыва с кислотной обработкой, детонация в пласте или в призабойной зоне пласта твердых или жидких взрывчатых веществ. Отечественной промышленностью также разработан метод увеличения интенсификации добычи газа путем взрыва ядерного устройства.

Сущность большинства перечисленных методов одинакова как для нефтяных, так и для газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения и свойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей.

Кислотная обработка призабойной зоны

Кислотная обработка забоев скважин применяется в следующих целях:

увеличение дебитов и приемистости скважин;

очистка поверхности трубного пространства от глинистых и цементных корок;

очистка призабойных зон от засоряющих фильтрационную поверхность продуктов коррозии;

удаление солевых отложений;

уменьшение плотности пробок на забое для облегчения их удаления;

освоение и увеличение приемистости нагнетательных скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную кислоту (НСl). Широкое ее применение основано на способности растворять карбонатные породы (известняки, доломиты, доломитизированные известняки), из которых состоит продуктивный пласт.

При воздействии соляной кислоты на известняк СаС03 и доломиты CaC03MgC03 происходят следующие химические реакции:

СаС03+ 2НС1=СаС12 + Н20 + С02

CaC03MgC03 + 4НС1 = CaCI2 + MgCl2 + 2НгО + 2СОг

При этом 1 м3 соляной кислоты концентрацией 15% способен растворить около 220 кг известняка. Продуктами такой химической реакции являются 52,5 м3 углекислого газа и 244 кг хлорида кальция. Хлориды кальция и магния обладают высокой растворимостью в воле и не выпадают в осадок. Образующийся при реакции раствор хлористого кальция значительно увеличивает вязкость отработанного кислотного раствора. С повышением концентрации соляной кислоты вязкость раствора возрастает, а это, в свою очередь, требует более высоких пластовых давлений дня вытеснения отработанного раствора. Результатом значительного возрастания вязкости отработанных растворов является то, что на практике редко применяют кислоты с концентрацией более 15%. Обычно на 1 м обрабатываемой толщины пласта расходуют 0,4-1,5 м3 раствора соляной кислоты. При кислотной обработке скорость реакции прямо пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению.

При обработке пласта соляная кислота реагирует с породой как на стенках скважины, так и в пористой среде, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Наибольший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Под действием кислоты способны образовываться узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния в целях расширения каналов и улучшения их гидродинамической связи, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

Эффект кислотной обработки призабойной зоны зависит от глубины проникновения раствора, особенно в плотные участки пласта с низкой пористостью, и полноты удаления продуктов реакции при последующем освоении скважины. В целях увеличения проникающей способности раствора в поры пласта и возвращения продуктов реакции в раствор кислоты добавляются поверхностно-активные вещества. ПАВ, вводимые в раствор кислоты, снижают поверхностное натяжение кислоты и продуктов реакции. Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке следующий: в емкость для приготовления раствора последовательно наливают воду, добавляют ингибиторы - стабилизаторы (уксусную и плавиковую кислоты), затем техническую соляную кислоту, хлористый барий и ПАВ.

Технология приготовления раствора глинокислоты состоит в следующем. В емкость заливают воду, но не в полном расчетном объеме, а на 100-200 л на каждый кубометр меньше, затем добавляют полный расчетный объем товарной соляной кислоты и все добавки - ингибитор, ПАВ и др. Только после этого заливают расчетный объем плавиковой кислоты и доливают оставшуюся часть расчетного объема воды до общего рассчитанного объема раствора.

Простая кислотная обработка проводится в целях воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтрата. Технология таких обработок включает в себя следующие операции:

интенсивная промывка забоя и фильтра в целях предварительной очистки фильтра для последующего воздействия кислотой;

кислотная ванна для разрушения и удаления глинистой корки, а также очистка устья трещин;

промывка забоя и фильтра скважины после выдержки кислоты на реакции;

закачка и продавка в пласт запроектированного объема кислоты;

освоение и ввод скважины в эксплуатацию.

При обработке плотного нетрешиноватого малопроницаемого карбонатного пласта целесообразно провести предварительный разрыв пласта давлением пороховых газов с помощью аппарата АСГ-105.

Массированную кислотную обработку проводят в целях воздействия на пласт кислотой в радиусе до нескольких десятков метров. Технология ее проведения та же, что и при простой обработке. Удельные объемы кислоты берутся максимальными.

Поинтервальная кислотная обработка проводится в скважинах с любой конструкцией забоя в тех случаях, когда на вскрытой толщине пласта требуется обработать определенный интервал. Технология проведения обработки включает в себя следующие операции:

глушение скважины;

установка башмака фонтанных труб у подошвы намеченного к обработке пласта;

заполнение фонтанных труб и продуктивной части скважины высоковязкой жидкостью;

продавка вязкой жидкости кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой затрубной задвижке (кислотный раствор закачивается до заполнения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для обработки интервале);

закачка кислотного раствора в пласт оторочкой высоковязкой жидкости;

выдержка кислотного раствора в пласте для реагирования с породами;

замена высоковязкой жидкости на промывочную.

Глинокислотная обработка производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород для увеличения проницаемости пласта. Глинокислотные растворы применяют для кислотных ванн, простых, массированных, направленных и других обработок пласта. Для определения состава кислотных растворов и метода обработки необходимо предварительное проведение лабораторных экспериментов и промысловых опытов.

Такая обработка осуществляется по двум методикам. В соответствии с первой из них вначале закачивают соляную кислоту, а затем - глинокислоту.

Для исключения контакта отработанной соляной кислоты с плавиковой, при котором неизбежно образование осадков фтористого магния, объем соляной кислоты должен превышать объем глинокислоты не менее чем в 2,5 - 3 раза. После выдержки кислоты осуществляют освоение и ввод скважины в эксплуатацию. Согласно второй методике вначале закачивают кислоту, а затем извлекают продукты реакции и закачивают глинокислоту.

При обработке растворами кислот скорости их закачки, особенно скорости закачки соляной кислоты, должны быть минимальными для возможно более полного освобождения от карбонатов области пласта, в которую закачивается глинокислота. Технология обработки глинокислотой должна исключать продолжительный контакт кислоты с металлом труб. С этой целью при низкой приемистости пласта закачку и продувку кислоты следует производить порциями, размещая каждую порцию только в пределах фильтра или толщины обрабатываемого пласта (при открытом забое, когда пласт не перекрыт колонной). При достаточной приемистости закачку кислоты и продавку ее в пласт необходимо производить без остановок.

Если в результате лабораторных и промысловых исследований будет установлено, что применяемая кислота (соляная или гли- нокислота) при любой концентрации разрушает скелет пласта, то в этом случае вместо кислотной обработки следует проводить гидроразрыв пласта нейтральной жидкостью с обязательным креплением трещин разрыва. Если после проведения всех мероприятий по улучшению вскрытия плотного карбонатного пласта, очистке фильтра и увеличению приемистости пласт кислоту не принимает при давлениях, допустимых для колонны, то следует проводить гидрокислотный разрыв.

Эффективность кислотной обработки определяют по уменьшению коэффициентов фильтрационного сопротивления в уравнении притока газа до обработки и после нее, а также по суммарному количеству газа, добытого из скважины за определенное время после обработки ее кислотой.

4.4 Гидравлический разрыв пласта

Методика гидравлического разрыва пласта сводится к образованию и расширению трещин в пористой среде продуктивного пласта при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Вновь образованные в пласте, открывшиеся и расширившиеся трещины, соединяясь с другими, становятся своеобразными каналами, по которым происходит движение нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1 - 2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Дебеты скважин после гидравлического разрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов:

-закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

-закачка жидкости-песконосителя;

-закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости-

песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.

Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: углеводородные жидкости и водные растворы. Иногда используют водо- нефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся: сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтью; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся: вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, затушенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.

При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов. Если вязкость жидкости превышает допустимые значения, для образования трещин необходимы высокие давления, так как с увеличением вязкости растут потери при прокачке жидкости по трубам.

Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям:

-иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах и не разрушаться под действием веса пород;

-сохранять высокую проницаемость.

Таким требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. Необходимое количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещино- ватости пород. В сильнотрещиноватые порода (известняки и доломиты) закачивается песок до нескольких десятков тонн. Значительное количество песка закачивается также и в рыхлые породы, обычно уже дренированные при предыдущей эксплуатации и предрасположенные к пробкообразованию. В пласты, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, целесообразно закачивать 8 -10 т песка на скважину. В отдельных случаях это количество уменьшают до 4-5 т или, наоборот, увеличивают до 20 т.

Концентрация песка в жидкости-песконосителе в зависимости от ее фильтруемости и удерживающей способности может колебаться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.

Для проведения гидроразрыва устье газовой скважины оборудуют фонтанной арматурой, рассчитанной на давление, превышающее на 25 % соответствующее статическое. Использовать имеющуюся арматуру можно при условии, если предполагаемое рабочее давление не превысит пробное, на которое испытана арматура. Кроме того, на устье устанавливают арматуру типа АУ-5 или головку, к которой подключаются агрегаты для нагнетания жидкостей разрыва.

При проведении гидроразрыва пласта забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить солянокислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.

Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части; при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и нижнюю поверхность пакера. Таким образом, в процессе гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Если не принимать соответствующие меры, пакер вместе с насосно-компрес- сорными трубами будет подниматься вверх, что недопустимо. Для предотвращения этого на трубах устанавливают гидравлический якорь (рис. 30).

При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршни гидравлического якоря 3, в результате чего они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне 1. Чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к обсадной колонне /. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в обсадную колонну 1 и препятствуют перемещению насосно-компрессорных труб 2.

К специальной головке на устье скважины подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва по схеме, приведенной на рис. 31.

Рис. 21 - Схема расположения якоря и пакера в стволе скважины: / - обсадная колонна, 2 - насосно-компрессорные трубы, 3 - гидравлический якорь, 4- пакер, 5 - продуктивный пласт, 6 - хвостовик

Рис. 22 - Схема обвязки оборудования для проведения гидравлического разрыва пласта: I - арматура устья скважины; 2, 7, 10 и 15 - насосный агрегат; J, 6, II и 14 - автоцистерна; 4 и 12 - пескосмесительный агрегат; 5 и 13 - песковоз; 8 - станция управления; 9 - блок манифольда

4.5 Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйная перфорация считается достаточно эффективным методом направленной обработки призабойной зоны пласта. Разрушение преград (обсадных колонн, цементного камня и горной породы) по этому методу осуществляется за счет применения абразивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью из насадок пескоструйного перфоратора.

Перечислим основные виды гидропескоструйных обработок:

-вскрытие пластов при опробовании и испытании разведочных скважин;

-вскрытие продуктивных пластов в скважинах при эксплуатации двух или более пластов в одной скважине;

-вскрытие пластов с трещиноватыми коллекторами;

-вскрытие слабопроницаемых сцементированных пластов;

-вскрытие пластов после проведения изоляционных работ и капитального ремонта скважин;

-вскрытие пластов с последующим гидравлическим разрывом;

-вскрытие пластов, перекрытых двумя или более колоннами;

-работы по вырезке обсадных и других колонн для извлечения их из скважин;

-создание специальных отверстий для проведения цементажа при устранении затрубной циркуляции.

Гидропескоструйная обработка осуществляется с помощью специальных устройств - гидроперфораторов, позволяющих направлять песчаножвдкостные смеси в преграду через насадку, изготовленную из специальных абразнвоустойчивых сплавов.

Применяют пескоструйные перфораторы типа АП-6М, обеспечивающие создание точечных и щелевых каналов в пластах.

Для промывки скважин перфоратор снабжают хвостовиком с пером. В комплект перфоратора входят сменные центраторы для обсадных труб диаметром 168 мм, которые монтируют на цилиндрической части хвостовика. Верхний конец хвостовика служит седлом клапана перфоратора.

Для разбуривания цементных мостов и предметов на забое скважины изготавливают торцевые перфораторы, которые опускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. При этом должны соблюдаться следующие положения:

коэффициент безопасности для колонны труб - не более 1,3-1,5;

минимальные потери давления на трение в трубах и межтрубном пространстве;

обеспечение выноса отработанного песка.

Если процесс обработки осуществляется без выхода жидкости из затрубного пространства (при полном или частичном поглощении жидкости пластом), глубину подвески труб рассчитывают с учетом дополнительных нагрузок, возникающих за счет разности уровней жидкости.

Устье скважины при гидропескоструйной обработке оборудуют стандартной арматурой типа 1АУ-700 или специальной головкой, применяемой при ГРП. Для прокачки смеси песка и жидкости используют насосные агрегаты типа 2АН-500 или 4АН-700, а также цементировочные агрегаты или буровые насосы.

Песчаножидкостную смесь приготавливают в пескосмесительных агрегатах (2ПА, ЗПА), а также с помощью смесительных цементировочных воронок. На линии обвязки поверхностного оборудования монтируют фильтры, предупреждающие закупорку насадок перфоратора и очищающие отработанную песчаножидкостную смесь от шлама;

В зависимости от вида работ гидропескоструйные обработки осуществляются по трем технологическим схемам обвязки скважины и оборудования:

-с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема);

-сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости;

-сбросом жидкости и песка.

Закольцованную схему как наиболее экономичную применяют во всех случаях вскрытия продуктивных пластов методом перфорации и при других гидропескоструйных обработках. В процессе вскрытия нескольких пластов в одной скважине, а также пластов толщиной более 8 м гидропескоструйную обработку целесообразно проводить по схеме с применением реконструированного пес- космесителя. Если при гидропескоструйной обработке используют фонтанную арматуру, оборудование и скважину обвязывают по схеме, предусматривающей сброс отработанного песка и повторное использование жидкости. Если продолжительность обработки невелика, а потребный объем жидкости с песком меньше объема скважины, процесс осуществляется со сбросом жидкости и песка.

Основными материалами при гидропескоструйной обработке являются рабочая жидкость и песок. Рабочие жидкости подбирают с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов работ, проводимых в скважине.

4.6 Другие методы воздействия на вризабойную зону

Кроме перечисленных выше наиболее распространенных методов воздействия на призабойную зону скважин применяют торпедирование скважин, виброобработку забоев и детонацию в пласте или в призабойной зоне пласта твердых или жидких взрывчатых веществ.

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия применят также при освобождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения на забое металлических предметов, которые не удается извлечь, и разрушения плотных песчаных пробок.

Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бризантного (дробящего) типа. К ним относятся нитросоединения ароматического ряда - трогил, тетрил, гексогек; нитраты или эфи- ры азотной кислоты, нитроглицерин; аммонит и динамит.

Торпеды чаше всего взрывают в скважинах с открытым забоем. Для предохранения обсадных труб от разрушения над торпедой устанавливают жидкую или твердую пробку. В качестве жидкой пробки используют нефть, воду или глинистый раствор, в качестве твердой - песок, глину или цементный мост. Торпедирование с применением твердых пробок связано с необходимостью проведения длительных работ по очистке скважины.

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды.

В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Для проведения вибровоздействия в скважину на насосно-ком- прессорных трубах опускают гидравлический вибратор золотникового типа, который устанавливают напротив выбранной для обработки части продуктивной зоны пласта. Рабочую жидкость прокачивают по трубам, она проходит через вибратор, который генерирует непрерывную серию гидравлических ударов. Создание колебаний осуществляется путем периодических перекрытий потока рабочей жидкости, протекающей через золотниковое устройство вибратора.

Гидравлический вибратор золотникового типа представляет собой турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол с косыми прорезями, а рабочим колесом - золотнике направленными под углом прорезями. Кроме щелевых прорезей в стволе имеются пусковые отверстия, позволяющие осуществлять запуск золотника при перекрытии щелей в стволе.

При прокачивании рабочей жидкости золотник за счет ее истечения из щелевых прорезей начинает вращаться. Вращаясь, золотник перекрывает поток рабочей жидкости, в результате чего образуются гидравлические удары, частота которых зависит от числа щелей и частоты вращения золотника и может быть доведена до 30 ООО в минуту. Гидравлический удар сопровождается подъемом давления, что способствует резкому импульсному истечению жидкости из донного отверстия ствола. Кроме того, периодическое истечение жидкости из щелей при вращении золотника создает циклические колебания в окружающей жидкости.

При виброобработках у скважины устанавливают обычно два насосных агрегата для создания непрерывного потока рабочей жидкости во время переключения агрегата с одной скорости на другую. Устье скважины оборудуют так же, как и при гидравлическом разрыве пласта. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы поверхностно-активных веществ.

Использование взрывчатых веществ считается эффективным способом обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин, продуктивные пласты которых сложены из плотных трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

При взрывном способе разрыва пласта расширение и образование новых трещин происходят под действием газов, причем этот процесс происходит очень быстро, скорость его определяется скоростью детонации и скоростью распространения взрывной волны.

Современное развитие техники позволяет проводить взрыв пласта за счет использования пульпообразных жидких взрывчатых веществ. Консистенция таких веществ позволяет закачивать их непосредственно в трещины пласта и только после этого производить детонацию. Этчэ обеспечивает воздействие не только на призабойную зону, но и на сам пласт.

Разрыв пласта давлением пороховых газов основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

Применение в зависимости от глубины обрабатываемого интервала разных по массе пороховых зарядов (3; 5; 7; 10; 1S кг) позволяет создавать в скважине давление, равное полному горному или превышающее его, тем самым обеспечивая условия для

образования новых или расширения естественных трещин. Вследствие необратимости процесса деформации пород после снятия давления частично сохраняются каналы, что позволяет отказаться от проведения операций по закреплению трещин.

Давление в камере аппарата АСГ-105К, в котором происходит сгорание заряда, зависит от диаметра критического сечения сопла и эффективной температуры заряда.

Аппарат АСГ-105К спускают на прочном каротажном бронированном кабеле. Такой аппарат позволяет проводить разрыв пласта в скважинах, частично или до устья заполненных жидкостью, глубиной до 3500 м, закрепленных обсадной колонной с внутренним диаметром от 122 мм при температуре в зоне разрыва до 100 °С. Наружный диаметр аппарата составляет 105 мм, длина с перфоратором - 5,2 м, масса - 160 кг. Рабочее давление, создаваемое в камере сгорания, зависит от массы заряда и составляет 60- 110 МПа.

Особое место занимает перспективная технология увеличения газоотдачи путем взрыва в скважине ядерного устройства. При ядерном взрыве выделяется огромная энергия, создаются исключительно высокие давления и температуры, возникают мощные ударные и сейсмические волны.

Процесс подземного ядерного взрыва подразделяют на четыре фазы: ядерной реакции, гидродинамическое, квазистатнческое и терморадиационное воздействия.

Вся энергия в основном выделяется в первой фазе ядерного взрыва, которая длится менее микросекунды. При этом на каждую килотонну мощности выделяется около 10'2 калорий энергии (4,2-107 МДж), что эквивалентно энергии взрыва 1000 т тротила.

Во второй фазе быстро расширяется полость взрыва, наполненная газом очень высокого давления и температуры. Это расширение происходит в течение нескольких микросекунд, при этом давление в полости падает до величины горного давления на глубине взрыва.

При расширении газа, находящегося под высоким давлением и температурой в несколько миллионов градусов, образуется мощная ударная волна, превращающая горные породы, окружающие место взрыва, в пар.