Аналитика



Общие сведения об исследовании пластов и скважин

ГЛАВА I

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИССЛЕДОВАНИИ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

1.1. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Исследования газовых пластов и скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют следующие параметры.

1.    Геометрические характеристики залежи, в частности: общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта (ГВК) и его изменение в процессе разработки.

2.    Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводиость, пьезопроводность, сжимасуость пласта, газонасы-щенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины.

3.    Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи,

4.    Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации.

5.    Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи.

6.    Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины, эффективность их отделения.

7.    Условия процесса коррозии, степень и характер его изменения при исследовании и эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты.

8.    Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи, наличие агрессивных компонентов в добываемой продукции, конструкция и свойства применяемого оборудования скважин и наземных коммуникаций и др.

Для изучения перечисленных параметров применяются газогидродинамические, геофизические и лабораторные методы исследования. При комплексном использовании эти методы дополняют друг друга и позволяют получить наиболее достоверные сведения и выяснить связь между отдельными параметрами и факторами, влияющими на них.

Лабораторные методы исследования сводятся в основном к изучению физикохимических свойств газосодержащих объектов и содержащихся в них газа и жидкости. Условия определения параметров пласта, как, например, пористости, проницаемости, газонасыщенности по небольшим образцам в лаборатории в большинстве случаев существенно отличаются от определения этих параметров в естественных условиях, носят точечный характер и их трудно распространить на все месторождение.

Параметры, определяемые геофизическими методами, также характеризуют участок, непосредственно прилегающий к стволу скважин. В необсаженных скважинах с помощью геофизических методов выделяют газонасыщенные интервалы, кровлю и подошву продуктивного пласта, определяют пористость, газонасыщен-ность, эффективную мощность, положение контакта газ—вода и др. Эти же параметры определяются ядерио-геофизическими методами в обсаженных скважинах

(ГКМ) недоизвлечено свыше 65 млн. т этана, пропана и бутанов. Аналогичное положение и на других ГКМ.

Следует отметить, что глубокое извлечение тяжелых углеводородов из газа, наряду с обеспечением их квалифицированного использования, повышает также эффективность работы ITC - наиболее капиталоемкой подотрасли газовой промышленности. Влияние уровня подготовки газа на показатели ГТС может быть проиллюстрировано следующими данными. Согласно исследованиям [70], из-за низкого уровня обработки газа на промыслах Северного Кавказа затраты на транспортирование газа на участке газопровода от установки подготовки газа до линейной до-жимной компрессорной станции (ДКС) увеличились на 11,5 коп/ 1000 м3, В то же время для получения качественных показателей газа потребовались бы единовременные затраты 15,7 коп/1000 м3. Следовательно, срок окупаемости дополнительных затрат составил бы около 1,5 года.

Низкий уровень первичной переработки газа приводит также к нарушению договорных условий на поставку газа в зарубежные страны и уплате штрафов. Во избежание этого в ряде случаев приходится подвергать газ повторной осушке на компрессорных станциях, расположенных на расстоянии нескольких тысяч километров от месторождений природных газов.

Следует отметить, что в ряде случаев при создании ПХГ на базе истощенных газоконденсатных месторождений схема установок подготовки газа к транспорту не обеспечивает получение газа в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93, особенно по точке росы по углеводородам. В результате этого всего несколько процентов некондиционного газа снижает общие качественные показатели товарного газа и служит причиной образования в магистральных газопроводах жидкой фазы.

На основе приведенных данных можно утверждать, что комплекс научно-технических вопросов, связанных с интенсификацией существующих процессов, повышением эффективности проектных решений, разработкой и внедрением новых способов и оборудования, имеет большое практическое значение.

Настоящая книга содержит обширный фактический материал о работе систем сбора и обработки газа, включая его компримирование. На наш взгляд, эти материалы могут служить хорошей основой при решении указанных задач.

Авторы считают также приятным долгом поблагодарить работников производственных объединений "Уренгойгазпром’’ Р.С. Сулейманова,

A.Н.    Кулькова, Ю.Н. Ефимова, Д.Н. Гричищина, "Ямбурггазпром" -Б.С. Ахметшина, В.М. Губина, P.M. Минигулова, Э.Ф. Шуваеву, ВНИПИгаздобычи - П.Ф. Буракевича, С.Г. Рассоловскую, Н.К. Гамо-ву, ЮжНИИгипрогаза - С.Д. Ковынева и др., оказавших неоценимую помощь при сборе материалов для отдельных разделов книги.

Выражаем благодарность работникам ВНИИгаэа В.В. Брагину,

B.В.    Сайкину, В.В. Тюриной, М.Г. Требиной, Т.С. Шумской за большую помощь при подготовке отдельных разделов монографии и ее оформлении.

Все советы и замечания по книге будут приняты авторами с признательностью как подтверждение интереса специалистов к изложенным вопросам. Эти замечания и пожелания будут учтены в нашей будущей производственной и научной деятельности.

Глава 1 СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

1.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В НАСТОЯЩЕЙ РАБОТЕ

На практике бывают случаи, когда один и тот же термин обозначает разные по смыслу процессы или факторы, что затрудняет понимание сути проблемы. В связи с этим ниже приводятся основные термины и понятия, используемые в настоящей работе.

Подготовка газа к транспорту. Под этим выражением подразумевается выделение из газа механических примесей, воды и тяжелых углеводородов. При этом степень извлечения указанных веществ устанавливается исходя из необходимости обеспечения надежной эксплуатации газотранспортной системы.

Переработка газа. Переработка газа осуществляется с целью извлечения из него тяжелых углеводородов. При этом глубина извлечения компонентов из газа определяется исходя из экономической целесообразности. Минимальный уровень переработки газа устанавливается исходя из условия транспортирования его к потребителям.

Качественные показатели товарного газа установок переработки и подготовки газа к транспорту должны определяться отраслевыми нормативно-техническими документами.

Обработка газа и газоконденсатных смесей - выделение из углеводородных смесей какого-либо компонента, водноингибиторной смеси фракций, механических примесей и т.д. Соответствие качественных показателей сырья после обработки требованиям отраслевых стандартов или ГОСТов необязательно. Глубина обработки установок обработки газа может устанавливаться техническими условиями (ТУ).

Ингредиент - вещество, не свойственное данной системе. К примеру, минеральные соли, механические примеси, продукты коррозии и т.д., накапливающиеся в растворах гликоля и метанола, можно отнести к ингредиентам.

Начало промышленного использования природного газа относится к 1821 г., когда в США он стал применяться для освещения.

В 1792 г. Мэрдок в Англии обнаружил, что газ, получаемый при обжиге угля в закрытом контейнере, может быгь применен для освещения жилища. С этого момента началась эпоха использования искусственного газа, получаемого при неполном сгорании угля.

В 1812 г. впервые использовали искусственный газ для освещения улиц Лондона.

Газовое освещение имело успех, несмотря на введение строгого законодательства, требующего обязательной очистки газа. С тех пор прошло не так уж много времени, но изменилась техника производства искусственного газа, разработаны и осуществлены принципиально новые технологические процессы.

Основное промышленное значение сегодня имеют природные газы газовых, газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений.

Рассматривая концепцию научно-технической политики в энергетике России, можно заключить, что основополагающее значение имеет развитие главной отрасли энергетики страны, какой сегодня стала газовая промышленность. Сегодня газовая промышленность в нашей стране благодаря своим экономическим, экологическим и социальным преимуществам значительно опережает все другие отрасли энергетики. По существу, благодаря РАО "Газпром" у нас наступила новая, более эффективная энергетическая эпоха, как принято сейчас говорить — "Эпоха метана — это не миф, а реальность'1. По своей значимости и масштабам наступление новой энергетической эпохи, в результате героического труда производственников, проектантов и ученых, сравнимо с освоением космического пространства. В современных условиях и в будущем от газовой промышленности зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осуществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надежность подачи газа на всем пути его движения от пласта до потребителя. Раньше, когда роль газа в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны была меньше, вопросы надежности добычи не стояли так остро, как сейчас, и у нас нет права оставить без тепла и электроэнергии население и промышленность даже на короткий срок.

Наиболее эффективный путь решения проблем надежности, увеличения газо- и конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического прогресса. В добыче и разработке газовых месторождений основная концепция научно-технической политики сводится к решению научных проблем, обеспечивающих надежную добычу газа без осложнений и аварий и разработку месторождений с высокими коэффициентами газо- и конденсатоотдачи,

Надежность добычи газа и конденсата требует широкого применения энергосберегающих дебитов, создания автоматизированного контроля и управления эксплуатацией скважин, совершенствования методики и регулярного проведения гидродинамических и акустикогидродинамических исследований скважин, а также создания системы эффективной диагностики скважин и газопромыслового оборудования.

Из анализа разработки 450 выработанных месторождений России следует, что средний коэффициент газоотдачи по ним составляет 70 %. Как показывают теоретические разработки, подтвержденные промысловым опытом, вначале более интенсивно вырабатываются высокопроницаемые прослои, за ними вступают обычные менее проницаемые коллекторы и, наконец, на завершающей стадии разработки низкопроницаемые плотные коллекторы или прослои с низкой газонасы-щенностью. Из анализа ввода скважин по выработанным месторождениям следует, что первые 50 % введенных в эксплуатацию скважин дают 85 — 88 % извлекаемых запасов газа, а на остальные 50 % приходится всего 12—15 %.

Традиционный подход к проектированию разработки месторождений природного газа, который длительный период времени применялся на практике, провоз-

РАЗВИТАЯ КАВИТАЦИЯ. УСТАНОВИВШИЕСЯ КАВИТАЦИОННЫЕ ТЕЧЕНИЯ

(ЛИНЕЙНАЯ ТЕОРИЯ)

§ 1. Кавитационное обтеканиз профиля с фиксированными точками отрыва

Предположим, что кавитационное обтекание профиля у = у (х) происходит в безграничном потоке по первой схеме М. Тулина при числе кавитации х, давление и скорость на бесконечности известны и соответственно равны р^, и ]/«,. Физическая плоскость течения дана на рис. III. 1, а. Как уже указывалось в гл. II, задача об определении характеристик такого течения — нелинейная. В нелинейной постановке граничные условия задачи даны на горизонтальном разрезе плоскости комплексного потенциала (рис. III. 1. б). Как указывалось в гл. II, комплексный потенциал равен w = ср п[>, комплексная скорость:

*L = V,-Wa = \V | в-‘0, а функция Н. Е. Жуковского:

lnT7 = InX^i0

где Vx, Vy—проекции скорости на координатные оси; \V\ — модуль комплексной скорости; 0 — аргумент.

Как показал Т. By [118], лучшее приближение к нелинейной теории получается, если в качестве характерной принять скорость на границе каверны. В связи с этим разделим комплексный потенциал на скорость жидкости на границе каверны VK, тогда получим:

тНтг+'тЬ    <Ш|Л>

Члены, входящие в (II 1.1.1), имеют размерность длины. Это дает возможность выбрать масштаб длины так, чтобы в точке С

отношение ф/VK = 1. Граничные условия в нелинейной постановке имеют следующий вид: на профиле 0=0 (ф/Ук);_

на границе каверны 1п-~Р- =0;

У к

на бесконечности

0 = 0; 1п-Щ-= 1x1-^- = —yln.(l+х).

Условие замкнутости каверны

lm^n-^-dw = 0.

BD

Для упрощения решения положим, что ширина каверны мала по сравнению с ее длиной, так что граничные условия на профиле и на каверне могут быть перенесены на горизонтальную ось Ох (У = 0).

Примем, кроме того, что вызванные (дополнительные) скорости vx и vy) обусловленные присутствием в потоке кавитирующего профиля, — это малые величины первого порядка по сравнению со скоростью основного потока, и их квадратами и произведениями можно пренебречь. Будем также считать, что каверна имеет фиксированные точки отрыва.

Сказанное выше дает основание произвести линеаризацию

задачи, т. е. разложить выражения ln-Ш и 0 в степенные ряды,

У к

а затем ограничиться линейными членами. Тогда получим:

-№-0-да-0’+т№-0\...

-т (?)’+*(?)'+...

или в линейном приближении

lnJFT = TT~1; 0 = arctg-f = ^-    (ШЛ'2)

Для упрощения решения введем новую комплексную функцию v (г), связанную с проекциями скоростей формулой

In


V* tVy_

Kk


_ ___1 ^ (У±_ Л

\ VK J vK Vk

4 В. В. Рождественский

97


®

icp

У



tv

4

ч_

Ук


-&)

Рис. IIIЛ. Кавитационное обтекание слабоизогнутого профиля с фикси 6 — плоскость комплексного потенциала и граничные условия; в — ли

с кость; д — контур


рованными точками отрыва прих=?=0; а —физическая плоскость течения; неаризованная физическая плоскость течения; г — вспомогательная пло-интегрирования.

Учитывая далее, что Vх = Vco + vx и Vу — vy, а также принятые ранее допущения, граничные условия после линеаризации перепишем в виде: на профиле

Условие замкнутости каверны

ф

BD


i/-dx = 0.

У к


Легко также показать, что в линейном приближении плоскость комплексного потенциала преобразуется в физическую плоскость z. Используя известные соотношения между составляющими скоростей, потенциалом скорости и функцией тока, а также условия Коши—Римана, после преобразований получим

Ф    ’Ф

На основании принятых выше допущений найдем связи между величиной безразмерного давления (коэффициента давления), скоростью на бесконечности и скоростью в произвольной точке кавитационного течения. При составлении формулы для безразмерного давления его относят к скорости потока на границе каверны или на бесконечности:

При помощи уравнения Бернулли выражения (III. 1.3) легко представить в виде

В наиболее общем случае кавитационного течения (х =h 0) вследствие малости поперечных скоростей течения можно принять \ V\^VX. Тогда V2 = VI, + 2V^vx, а коэффициент давления:

2VccVx

/3


Рк    у    2    у2

9 V    Г    1

к

Принимая затем во внимание, что VK = V«> Y1 + х и используя линейную часть биномиального разложения, после промежуточных преобразований найдем, что

Срк = и —2(1 —    =    K    —    2(1    —

В частном случае струйного обтекания (х = 0)

СРк == Ср», = — 2    ==    —    2vx.    (III.    1.4)

В результате принятых выше допущений и преобразований физическая плоскость течения г представляет собой плоскость с конечным разрезом BD вдоль оси Ох. Граничные условия и координаты характерных точек даны на рис. III. 1, в.

Разрез BD можно рассматривать как многоугольник, по отношению к которому течение на плоскости г является внешним.

С помощью интеграла Кристоффеля—Шварца преобразуем это течение на вспомогательную плоскость ? так, чтобы вершины многоугольника располагались на действительной оси ? с выбранными их абсциссами (рис. II 1.1, г), а бесконечно удаленная точка находилась на мнимой оси ц с ординатой г\ = —ik.

Аналогичное преобразование было выполнено в § 5 гл. II. В соответствии с (II.5.6) преобразующая функция

? = -^(^т)1/2или    1/2

где I — длина каверны, или

(Ш1-5)

Исходя из граничных условий легко установить связь между k и I при 2=1,    =    1.    Поэтому    на основании (II 1.1.5) получаем

k = (/— 1)V2.

Составляя дифференциалы левой и правой частей (II 1.1.5), найдем после преобразований производную преобразующей функции:

—______ 2/?2__(Ш    1    6}

dl ?2 + ?2 (?2 + ?2)2

Как видно из рис. III. 1, г, в результате преобразования мы получили на плоскости ? задачу об обтекании тонкого некавитирующего профиля, решение которой известно.

Граничные условия на плоскости ? приобретают вид

~    ~    УС    ^

Re v (?) = 0 или vx (?) = -у- при 1 < Е < оо | на границе

-oo<l<-lA) КаВеРНЫ;

lmv(0 = t^(i) = ^ (|) при — 1А<1< 1 — на поверхности профиля.

В соответствии с принятой схемой обтекания (схема М. Тулина с односпиральными вихрями) след каверны уходит на бесконечность, а скорость в этой области имеет особенность вида п (г — /)_1/2, где п — действительное число.

Следовательно,

v.(?)—>Л*? при ?-*оо,

где А — действительная постоянная.

Условие замкнутости означает равенство нулю расхода жидкости через контур тела — каверны. Это условие должно быть выдержано на физической и вспомогательной плоскостях. В результате находим:

Im (j) v(z) dz = Im (j) v(?)-^-d? = 0. (III. 1.7)

BD

Контуры интегрирования в (III.1.7) даны на рис. III.1, д.

Как видно из рис. II 1.1, г, мы получили краевую задачу об определении функции по смешанным граничным условиям на вещественной оси ?. Решение этой задачи дается уже известной нам формулой Келдыша—Седова (II.2.11), которая должна быть дополнена членами, учитывающими в общем случае особенности в точках отрыва каверны и носике профиля.

Применительно к функции v (?) граничные условия на отрезках AD и CD оси | обращаются в нуль, поэтому интеграл в (II.2.11) необходимо взять в пределах от —1Л до единицы.

-*Л

+ в(тТ1л)1/2+^[((11/2-    (III.1.8)

Первый член выражения (II 1.1.8) удовлетворяет граничным-условиям на вещественной оси при предположении, что в точке С (?с = 1) обтекание плавное, т. е. выполняется постулат Жуковского—Чаплыгина о конечности скорости на задней кромке профиля.

Второй и третий члены удовлетворяют однородным граничным условиям для vx вне профиля и для vy на профиле.

Входящие в (II 1.1.5) и (III. 1.8) константы Л, В, k или А, В, / определяются исходя из трех дополнительных условий: условия на бесконечности

Rev(— = —    (III.1.9)

Im v (—ik) = 0;

условия замкнутости

dv

Im hr (-**>]=¦?¦

Координата определяется заданной величиной

Коэффициент подъемной силы на контуре, отнесенный к скорости на границе каверны,

c, = -^T = 2Re |v(z)dZ = 2Re (j)v(?)-|d?. (HI.1.10)

к    ДО

Учитывая (III. 1.6), представим контурный интеграл в (III. 1.10) следующим образом:

(j)    (j) v(5) [(С + щ (| .fe) - (? + i7?)2(S_а). ] dS-

(III.1.11)

В дальнейшем для вычисления интеграла (III. 1.11) воспользуемся теоремой вычетов и разложением в ряд функции v в точке ? = —ik. Тогда, учитывая условия на бесконечности (II 1.1.9), найдем:

* = -т+ж^ + т+"'

Вычет функции — подынтегрального выражения (III.1.11) — после преобразований

,    _ Ы ilk dv

-1Т ~ "dg" ‘

На основании теоремы Коши о вычетах получим:

$ l=-ik

/ Ы

ilk

dv

2

dl ,


После разделения этого выражения на вещественную и мнимую части найдем:

Im (j) v (9== я/    —xj

Re § ^ % d? = nlkRe (^) .    (III.1.12)

103

2я№КеШ-

Решение может быть также использовано при рассмотрении профиля, имеющего переднюю острую кромку (|д = 0), а также профиля стоек [|л = 1, vy (1) = — vy (—?)].

Наиболее простые решения получаются для каверны при к = 0 (струйное течение), образованной на профиле с острыми кромками. В этом случае точки А и В совпадают. Функция, преобразующая течение на физической плоскости на вспомогательную плоскость ?:

? = — г1/2 или z = ?2,    (III.1.13)

Здесь также задача о кавитирующем тонком профиле сводится к задаче о бескавитационном обтекании некоторого иного профиля (рис. II 1.2, ав). Например, если форма кавитирующего профиля описывается уравнением у (я) = ах + Ьх2 при 0 < х < 1, то выражение для некавитирующего профиля на вспомогательной плоскости ? можно найти из равенства производных (условие конформности):

dy __ d\\ dx dg

или при учете (III. 1.13):

а = 2 Ьх = а + 2 Ь?2, откуда после интегрирования

Г) = ag -f |- bl3.

Гидродинамические характеристики кавитирующего профиля легко выразить через характеристики некавитирующего профиля. В соответствии с принятыми допущениями граничные условия переносим на верхний и нижний берега разреза. Обозначим индексами 0_, 0+ ординаты точек на нижней и верхней сторонах разреза в плоскости.

Сила сопротивления, подъемная сила и продольный гидродинамический момент кавитирующего профиля зависят от разности гидродинамических давлений, действующих на профиль. Следовательно,

подъемная сила

ь

Y= { [р(х, 0_) — р(х, 0+)}dx;    (III.1.14)

0

Pev=vx=0 .

в

ъ\ 0

Rev=vx=0

\lmv =

~Vy

Рис. III. 2. Струйное обтекание слабоизогнутого профиля с фиксированными точками отрыва: а — физическая плоскость; б — линеаризованная физическая плоскость; в — вспомогательная плоскость.

6)


ю


сила сопротивления

ь

Х= \[р(х, 0_)-р(х, 0+)]-%¦ dx;    (III.1.15)

О

гидродинамический момент

ь

М = J х [р (х, 0_) — р{х1 0+)]dx.    (III. 1.16)

о

Так как рассматривается обтекание при х = 0, то рк =

VK = Уоо и в формулах (III.1.14) — (III.1.16) р (х, 0+) = рк = = роо. Позиционные гидродинамические характеристики профиля определяются следующими выражениями:

С - уС —    *    -

р^,’ р^„’

Ст= -#    ,    (III.1.17)

PV~ / 2 2

где 6 — хорда профиля.

После подстановки в (III. 1.17) формул (III.1.14) — (III.1.16) и учета (III. 1.4) гидродинамические характеристики кавитирующего профиля представим в виде

c»=~lx-?kds-    <ШЛЛ8>

0

Выразим эти характеристики через вызванные скорости не-кавитирующего профиля vПринимая во внимание, что х = ?2; dx = 2Idi, получим:

V ъ

с»=- j


4|е| (6, 0-) d-l .

Koofr

ь

414 (Е, Q-)


Ст' |

В выражение для Сх входят две составляющие скорости и При решении линейной задачи, как известно из теории тонкого крыла, на основании интеграла Коши можно получить связь между и 0| в виде:

1Гь

dl',


л я J о

где — текущая координата.

После подстановки этой формулы в (III. 1.19) для Сх найдем: jГь    IП

С __ Г j|0| (g, 0_) г t'g (!',

0-)


dV.


J nbVl 6 J I'-I

лбУ4

и

Принимая во внимание, что

6-Б' ’

после преобразований получим

о

\Гь

+    j4<r,    Ojdr.

Так как первый двойной интеграл в этом выражении равен Сх то в результате найдем:

1

Используя принцип симметрии, распространим течение также на всю плоскость ?• Тогда коэффициенты подъемной силы и моментов некавитирующего искаженного профиля:

V}

Vbv «

Си


dh\


Vb

bV«

Jml


IГТ

4 J dt.

Сх


Ti

~2


л


(III.1.22)


it.


32


Формулы (III. 1.20) составлены по такому же принципу, как и (II 1.1.18) для физической плоскости 2, однако в плоскости ? длина пластинки равна ]/~ Ь, а интегрирование давления производится по верхней и нижней сторонам профиля (безотрывное обтекание).

В результате сравнения (II 1.1.18) для кавитирующего профиля с аналогичными выражениями (III. 1.20) получена связь между    гидродинамическими коэффициентами    при струйном    обтекании    заданного    профиля и при    безотрывном    обтекании    искажен

ного профиля:

СуС mi',. C* = -g^-C^; Ст = G mx*. (III.1.21)

Формулы (III. 1.21) могут быть проверены для простых случаев обтекания, для которых известно точное решение. Например, для пластинки, обтекаемой безотрывно при малых углах атаки а, как известно,

Cyi = 2 яа; Ст1 =    ;    CmV = па.

Сопоставляя эти выражения с (III. 1.21), получим для струйного обтекания:

г    — Па • Г __па2 - Г —    ^ тгг/

~— 2 ’    * —    2 ’    32

или

Су_

а

Рассмотрим теперь более общий случай обтекания тонкого кавитирующего профиля вблизи свободной поверхности при х =h 0 [4]. Примем все рассмотренные в начале параграфа допущения и ограничимся решением задачи по линейной теории.

Эта задача имеет практический смысл — позволяет исследовать движение высокоскоростных судов йа подводных крыльях (обтекание кавитирующего профиля под свободной поверхностью). Для упрощения решения задачи предположим, что обтекание происходит при больших числах Фруда и поэтому на свободной поверхности горизонтальная составляющая скорости равна скорости потока на бесконечности.

В качестве схемы обтекания примем схему М. Тулина с двухспиральными вихрями. На рис. III.3 показана физическая плоскость кавитационного течения и приведены граничные условия на сторонах разреза и свободной поверхности. Точка F соответствует бесконечности, где происходит совпадение границы турбулентной струи каверны и свободной поверхности.


©

? vx=0 F

а)



A vx = j


¦ х


yjJc п.= н i) vx=o Vy dx ^ 2

©

5;

1

В vy tc vx= 2. 4i)

I

F vx~0а

0 С D vx=0

S

S)

2,0 x/oc

Рис. 111.3. Кавитационное обтекание тонкого профиля вблизи свободной поверхности: а — линеаризованная физическая плоскость; б — вспомогательная плоскость; в — отнесенные к углу атаки зависимости коэффициента подъемной силы от числа кавитации.

Рассмотрим линеаризированную физическую плоскость и найдем граничные условия на сторонах разреза и на свободной поверхности:

Верхняя сторона разреза при у = 0+

При 0 < хха    профиль vy =

.    .    

»    хах    < хе    каверна    vx = -у-

»    xg < х    < хр    граница    турбулентной    струи

D* = 0.

Нижняя сторона разреза при I/ = 0_

При 0 < х <хс    профиль vy --т“

.    .    — X

»    ХС X    XD    каверна    vx = —

хохх\    *    граница турбулентной струи vx—0

»    у = Н    свободная поверхность    vx =    0

Течение на физической плоскости ограничено свободной поверхностью, каверной и поверхностью профиля. Можно считать, что течение находится внутри некоторого многоугольника, у которого два угла равны нулю. С помощью интеграла Кристоф-феля—Шварца преобразуем внутреннюю область этого многоугольника плоскости z на верхнюю полуплоскость ? так, чтобы его вершины расположились на действительной оси ? [см. (II.2.14)].

Коэффициенты aL и aL имеют такие же значения, как и при решении нелинейной задачи (§ 6, гл. II). Поэтому перепишем выражение (II.6.1) так:

z = С1 J*    +    ^2,    (III.    1.23)

где p — координата точки F на вещественной оси вспомогательной плоскости ?; С С2 — постоянные, определяемые граничными условиями.

После интегрирования (III. 1.23) получим:

+    +    (III. 1.24)

Постоянные Сг и С2 находим исходя из следующих условий. В точке В на физической плоскости z = 0, на вспомогательной плоскости ? == 0. Подставляя это условие в (III. 1.24), установим связь между постоянными:

С2 = —СгР In — р.

При обходе точки ? = р по бесконечно малой полуокружности выражение (II 1.1.24) изменится на величину z = iH, отсчитываемую от свободной поверхности до начала координат по вертикали, Опуская промежуточные преобразования, найдем

с --JL

4 “ яр •

После подстановки значений постоянных выражение (III. 1.24) окончательно приобретает следующий вид:

* = -~&[? + 1>1п(1-т}]-    (Ш1'25)

Координату бесконечно удаленной точки р легко определить из (II 1.1.25), полагая г — оо. В результате преобразования находим р = —1. После подстановки этого значения в (III. 1.25) получим:

Z = 4 [?-ln (l + S)]-    (III. 1.26)

Граничные условия на вещественной оси | полуплоскости ?:

при < I < оо граница турбулентного следа g (т) = 0;

при ?с<К1о граница каверны: g(т) = -|-;

при 0 < ? < 1С поверхность профиля: g (т) = i    ;

ПРИ 1л < 1 < 0 поверхность профиля: g (т) = i    ;

при    граница каверны: g(=

при    граница турбулентного следа: ?(т) = 0;

при — оо < I < р свободная поверхность жидкости

g( т) = 0.    (III. 1.27)

Таким образом, задача сводится к отысканию функции v (безразмерной вызванной комплексной скорости) по заданным смешанным граничным условиям. Как уже указывалось ранее, это задача Римана—Гильберта. Для ее решения в данном случае можно воспользоваться формулой Келдыша—Седова. Согласно

(II.2.11) перепишем ее еще раз с учетом обозначений настоящей задачи:

-оо

где

_ _ ^

Rail) = У П (S-oJ; ?„(?) = !/ Пв-ftJ. г k=i    У    k=i

При составлении Ra>b (?) разрез сделан в диапазоне g (т) определяется по граничным условиям (III. 1.27).

При решении задачи считаем, что скорость v (?) в точках А и С ограничена. Это допущение следует из постулата -Жуковского-Чаплыгина. Тогда на основании рис. III.3 находим ак = = 5с> ^>а\ Ьк = 0.    _

В дальнейшем, как это было сделано в § 5 гл. И, интеграл (III. 1.28) представим как сумму интегралов с пределами, равными координатам соответствующих точек на вещественной оси Так как на отрезках FE и ID граничные значения функции v (?) равны нулю, то первые два и последний интегралы обращаются в нуль:


1 /(С-ЕсМе + ел


xd%


+


/(т-Ес)(т + Ел) (*-0


ш


/ф-тА

ах


+


/(т-ЕсНт + ЕЛ (т-'О

, dy.


-?л

+


%d%


dx


+


1/(т-Ес)(^+Ел) (т-Е)


%dx


(III. 1.29)


1/(т-Ес)(х + |л) (т —p


Sc


Первый и третий интегралы, входящие в (III. 1.29), табличные 115].

После ряда промежуточных преобразований получим:


- О


*У1

dx


dx


/(?- ic) (S — 5л)


»(?)


/(т-Ес)(т + Ел)(т-Е)


X


In


s-ed


/(*-Ec)(T.+ 6^)(t-0


+ 2 ln V&D ~~ ?c) (? + у + Vg - M (So + jU) +


/(E? + Ec) (С + Ел) - V(E - Ec) (Св - Ел)


]/(Е-Ес)(Е + Ел) ln 1/Ед-Ес-/Едл


(III.1.30)


+ 2


?с+/е?


A J


Уравнение (III. 1.30) решается совместно с (III. 1.25), неизвестными в (III.1.30) являются и \Е.


Для их определения составим два дополнительных условия. Первое из них определяется предположением о равенстве абсцисс верхнего и нижнего спиральных вихрей. С помощью (III. 1.26) можно получить условие

Второе дополнительное условие получаем исходя из замкнутости системы тело—каверна—след. Это условие эквивалентно предположению о равенстве нулю вертикальной составляющей скорости vy Im v (С) при ? = —1, соответствующей на физической плоскости бесконечно удаленной точке. Подставляя это условие в (III. 1.30), после ряда промежуточных преобразований найдем

jj/ь:

%d%


dx

(1 + т) -|/-(ic — X) (-Г + 1л)

У'-1б W(Sp - Sc) 0 - U + V(1 + Sc) (6p + lA)] V1 + sa W{lE + Sc)0 - Za) - V(l + Sc) (S? - 1A)\

= X Jin


+ /(1+?с)(1-Ы1п

(III.1.31)


V%E + Sc + VlE — IA J '

Таким образом, неизвестная комплексная скорость v (?) в произвольной точке потока определяется путем совместного решения уравнений (111.1.30) — (111.1.31). Гидродинамические коэффициенты вычисляют по формулам, составленным с учетом

(111.1.14)—(III.1.17), (III.1.24). Кроме того, принято Я = 1м, Voc = 1 м/с, р = 1 кг/м3.

Следовательно,

1с    1

^ _    2    J    .

6с-1п(1+6с)

+ Z


[Sc— 1п(1 + SC)]!


(III. 1.32)


X


j мШ?-1п(1+?)]х


“ёЛ 1 + t ’


• J Vx (?) Vy (?)

-%A


Наиболее простые решения получают для плоской пластинки.

В этом случае гА    = 0, ^ = —а, где а — угол атаки.

Тогда уравнения (III.1.30)—(III.1.32) значительно упрощаются:

-/«    •/,    /(Е - У S \ xi Л fe + S) ,

, |n S (Ед — ?с) + (5    6С) 1д + 2 / ggD (g — lc) (lDlc) ^

(lE + Sc) E + (C - 6C)    + 2/(5 - ад (6? + |c)

/2 (C —6c) 2|D-Sc + 2/6D(5D + ic)^ _ /ttt , _

С    ln2g? + gc+2/l^T^ I ^ (IIU-33)

an (v i+ic— о=и (/1,!СТЙ^~

'[    Vh    +    tc+VtE

„pjpimil; (1,1.1.34)

/l+W/tB + Sc+/6?(‘+6c)lJ

c»°Se-|2„7+y    <ш>'35>

где

„ ¦_ a%c X Л | t , e in &z>    6c+/?D

—ST^ + k + fcto iTtJ+X + Vi;

_ f_V ____V

Уъ+Vhr^ VTo+Vl^Tc)

Из формулы (III. 1.35) путем предельных переходов легко получить выражение для Су для частных случаев обтекания пластинки:

для струйного обтекания вблизи свободной поверхности

(и — 0, lD = lE = °°)

Ям. = J_ (Sc - 2/1 + Sc— l) = я-k_2/1 + ?с_L- (III 1 36)

a b \-c    ’    ic-in(i    + ic) ’    i111-1-00*

Для обтекания в безграничной жидкости (lc=0, ^d==^e =

§я/5с)

где

ma

]/" Ie 1 + V

Vh+t+утЕ

1/~ &Е


% + утв


in


|/" tE + 1 + j/" t>? |/"    1 + "j/” ^

На рис. III.3, б приведены результаты расчета по формулам (III. 1.33)—(III. 1.35) относительного коэффициента подъемной силы Су/а в функции от числа кавитации х/a при различных глубинах погружения h = V6, где Ъ — длина пластины.

Как видно из рис. III.3, в, приуменьшении глубины погружения коэффициент подъемной силы возрастает и одновременно увеличивается число кавитации (уменьшается относительная длина каверны).

§ 2. Кавитационное обтекание тонких профилей ограниченным потоком

Рассмотрим струйное обтекание (по схеме Кирхгоффа) слабоизогнутого криволинейного профиля ограниченным потоком несжимаемой невязкой жидкости:

1)    струей конечной ширины, ограниченной сверху и снизу свободными поверхностями;

2)    потоком жидкости, ограниченным сверху свободной поверхностью, снизу — твердой стенкой;

3)    потоком жидкости, ограниченным двумя твердыми стенками (течение в канале с двумя параллельными прямолинейными стенками).

Положим, что каверна образуется на верхней стороне профиля. Хорду профиля, скорость натекающего потока примем равными единице.

Ширину потока, углубление профиля, расстояние от нижней поверхности, отнесенные к хорде профиля, обозначим L, hu h2 соответственно. Безразмерные ординаты нижней поверхности профиля заданы в виде некоторой функции у = f (я), где х — безразмерная абсцисса профиля (отнесенная к хорде). Безразмерную вызванную комплексную скорость обозначим v = vxivy. Задачу будем решать в линейной постановке, принимая допущение, сделанное в § 1 гл. III. В соответствии с этим линеаризованная физическая плоскость в приведенных выше трех случаях представляет собой полосу с полубесконечным разрезом вдоль положительного направления оси Ох.

Схемы трех случаев струйного течения на физической плоскости и линеаризованная плоскость течения даны на рис. III.4.

При решении задачи предполагаем свободную поверхность невзволнованной. Тогда граничные условия имеют следующий вид:

на свободной поверхности —vx 0;

на твердых стенках — vy =0;

на нижней поверхности профиля — vy = g (х) =

'У/////////?//////////'//} р.)

vx=0 или Vy=0 В A vx=0 С


vx=0 Е

гее


Vy

у х=0или Уу-0 Е

D


Рис. II 1.4. Струйное обтекание профиля ограниченным потоком несжимаемой невязкой жидкости: а — струей конечной ширины; б — потоком жидкости, ограниченным сверху свободной поверхностью, снизу — твердой стенкой; в — потоком жидкости, ограниченным двумя

твердыми стенками.

Линеаризованная плоскость течения (г).

Течение на линеаризованной плоскости внутри области DCBAE преобразуем на верхнюю полуплоскость ? с помощью интеграла Кристоффеля—Шварца (II.2.14) так, чтобы вершины пятиугольника DCBAE располагались на вещественной оси ? при соответствии точек, указанном на рис. III.5.

Значения aL и аг (см. § 6 гл. II) найдем по рис. III.4, г и III.5: D : аг 0, ах оо;

Тогда

г


(III.2.1)


+ А


(С — ci) (С — сг)


где Dx, D2— постоянные, зависящие от начальных условий.

Используя табличные значения интегралов рациональных функций и опуская промежуточные преобразования, получим:

В1  I'vx =0    А' д(у в’ vx=0 С1 vx=0u/iuvy-Q D

Рис. II 1.5. Вспомогательная плоскость и граничные условия.

Для определения постоянных Dx и D2 составим дополнительные условия. Полагая в (III.2.2) в соответствии с рис. III.4, г и III.5 в точках В и В' г = 0 и t = 0, получим:

(III.2.3)

Как видно из рис. II 1.5, при обходе точки С' (сх), лежащей на вещественной оси полуплоскости ?, по бесконечно малой окружности величина г на физической плоскости г изменяется на ih±. Составляя разность значений г для двух точек на оси ? слева и справа от точки С', найдем после преобразований

в1 = А- Г|-    .    (III.2.4)

•ГС (/j

После подстановки (III.2.4) в (III.2.3) найдем:

(III.2.5)

или

(III.2.6)

Заменяя затем постоянные Dx и D2 в (III.2.2) выражениями

(III.2.4), (III.2.5), получим:

Ci с2 ? — С1

+



+ AinCl_    A-?Linc    (III.2.7)

Для определения координат c\ и c2 составим два дополнительных условия:

1)    в точках Л и Л', как видно из рис. II 1.4, а, II 1.5, координаты должны иметь значения z — 1 и ? = —1; тогда (III.2.8) преобразуем к виду

1 !h_ in_?i__| hi с\ \п 1 + с2 .

я — (1 + Cl) “Г" я с2    с2

2)    при обходе точки Е' по бесконечно малой окружности величина г изменяется на ih2.

По аналогии с предыдущим получим:

?) __ ^2 С1 '— С2 1 Л С1

Сравнив эту формулу с (II 1.2.5), найдем соотношение между координатами сх и с2:

h1c1 =h2c2 и сх =—    ^    (III.2.9)

п±

Для решения задачи будем в дальнейшем считать, что задняя кромка профиля в точке Л обтекается плавно, и скорость в ней имеет конечное значение, т. е. выполняется постулат Жуковского—Чаплыгина. Таким образом, мы получим краевую задачу со смешанными граничными условиями,- которые для перечисленных выше случаев обтекания даны на рис. II 1.5. Учитывая принятые допущения, рассмотрим решение, ограниченное вблизи концов як, и не ограниченное вблизи концов Ьк [см. (III.1.28)].

Как уже указывалось, скорость ограничена в точке А (задняя кромка профиля), а также в точках С я Е вниз по потоку на бесконечности. Таким образом, абсциссы этих точек могут быть обозначены через ak.

При составлении функции Ra>b (?) разрез сделан вдоль оси при —1 <1 <0 — для первого случая обтекания, при —оо < <| <С2 и —1 < ? ¦< 0 — для второго случая обтекания, при

—оо < I < С2, —1 < | < 0, СгI < оо — для третьего случая обтекания.

В результате формулы (II 1.1.28) приобретают следующий вид:

1)    струя конечной ширины (рис. III.4, а)

—i

ЙР —; (III.2.10)

2)    поток жидкости, ограниченный сверху свободной поверхностью, снизу — твердой стенкой (рис. II 1.4, б),

—I

v(0= -]/iL+1)|g-^)Г gW*1.,-. (III.2.11)

о /(t+i) (T-c,) (T_g)

3)    поток жидкости, ограниченный двумя твердыми стенками (рис. III.4, в),

— 1

giT)dx--.    (III.2.12)

-у~(т+ 1) (т — ct) (т — с2) ^

т

X

Входящая в подынтегральные выражения (III.2.10), (III.2.11), (III.2.12) функция g (т) =ivn находится в зависимости от формы (уравнения) профиля, так как в линейной постановке

^    (III.2.13)

Наиболее простые решения могут быть получены для плоской пластинки, расположенной под углом атаки а к направлению основного потока. Тогда в формулах (III.2.10), (III.2.11), (III.2.12) следует положить g (т) = —1а, а для получения решений необходимо взять интегралы, содержащие иррациональные подынтегральные функции вида:

—1 —1

dx    (    dx

yi±I„—о’ J у    fr-o'

T — l

dx


(III.2.14)

v


(T+ 1) (t Cj ) (T — C2) (T_Q

i V-


?1/|+т(/,+


т+ 1


Согласно [15] решение первого интеграла выражается через иррациональные функции, а второго и третьего интегралов —через полные эллиптические интегралы первого и третьего рода.

Опуская промежуточные выкладки, получим первый интеграл в виде:

— 1

dx


. (III.2.15)


(т-С)


т


I


Подставляя затем (II 1.2.15) в выражение (II 1.2.10) с учетом того, что g (т) = —/а, получим для струи конечной ширины


(III.2.16)

ia


V(®


Второй интеграл представим так: —г

dx

О y<LtJUE=*l (Т

¦П(-г. —f* q)~K{-T’ *)]• (П1-2-17)

Используя (III.2.17) и условие g (т) = —ia, получим выражение для вызванной комплексной скорости кавитационного обтекания пластинки потоком жидкости, ограниченной сверху свободной поверхностью, снизу — твердой стенкой, в виде:

\/ (С+1НС-С»)



П(1> Т- ")-к(Т- ?)]


»(?) = • ИЛИ



X


к(тг. ?)-П(-Г' г *«)


(III.2.18)


X


где /С и П — полные эллиптические интегралы первого и третьего рода; j-

ч = ,Ух-

Третий интеграл имеет следующий вид:

— 1

dx


(т+ 1) (т —Cj) (т — с2)

(Т-С)


х

? Vct(\ -l-с,) (C_Cl)

(III.2.19)

Подставляя (III.2.19) в выражение (III.2.12) и принимая также во внимание, что g (т) = —iay получим выражение для комплексной скорости при кавитационном обтекании пластинки потоком жидкости, ограниченным двумя твердыми стенками:

V


»(?) = ¦


X


п VС2( \ + сг)


(g + 1 )(?-Са)

(С-Cl) С


х[П(тЬ Гот!)' ”)~к{т' р)]’ '2'20)

где р = УйФг

Для определения гидродинамических реакций, действующих на плоский профиль, воспользуемся формулами С. А. Чаплыгина [68]. При этом будем рассматривать комплексную скорость отнесенной к скорости на бесконечности, а координату г отнесенной к хорде профиля. В случае линейной задачи, когда вызванные скорости считаются малыми, по сравнению со скоростями набегающего потока, формулы С. А. Чаплыгина несколько видоизменяются.

Учитывая принятые допущения и формулы (III. 1.4), представим на основании уравнения Бернулли гидродинамические коэффициенты в следующем виде:

Однако в силу линейности задачи (см. § 1 гл. III)

После преобразований окончательно получим:

1 1 С* = — 21m J у2 dx = — 2 J ^ dx.

о    о

При переходе к плоскости ? формулы переписываем в виде

Су = — 2Re p(?)-|-d?;    (III.2.21)

-1

С, = -21ш _р (Q-g-С    (III.2.22)

О

Входящую в (III.2.21), (III.2.22) комплексную скорость v (?) определяем из выражений (III.2.10)—(III.2.12) в зависимости от формы профиля и вида течения.

В частном случае кавитационного обтекания пластинки под углом атаки а определение гидродинамических коэффициентов значительно упрощается, так как входящая в (III.2.22) вызванная комплексная скорость находится по формулам (III.2.16),

dz

(III.2.19), (III.2.20). Функция определяется путем дифференцирования выражения (III.2.8). Составляя дифференциалы левой и правой частей выражения (III.2.8), получим

--1_ A -fjd? .    (III.2.23)

я ? — сг1 я с2 t — с2    v    7

Несколько более общее решение может быть получено для профиля, указанного на рис. III.6, а. Такое течение может служить аналогом для вентилируемого профиля, на верхнюю поверхность которого подается воздух. Решение задачи для струйного течения было получено в [101]. Рассмотрим его.

Пусть безразмерные ординаты верхней и нижней поверхностей профиля заданы функциями у\ (х) и г/2 (*)• Тогда вызванные вертикальные скорости на соответствующих поверхностях профиля равны и

Линеаризованная плоскость течения z преобразуется на верхнюю полуплоскость ? так, что все характерные точки (вершины многоугольника) располагаются на вещественной оси Е (рис. III.6, б). При решении задачи будем в дальнейшем предполагать, что в точках А и F происходит плавное обтекание и скорость в них имеет конечные значения, т. е. выполняется постулат Жуковского—Чаплыгина.

Связь между координатами г и ? устанавливается формулой Кристоффеля-Шварца (II 1.2.2).

На основании формул (III.2.2), (III.2.4), (III.2.6), (III.2.9), полагая в них = —1, с2 = е (см. рис. III.6, б), найдем:

Z = [in(С + 1)(? — е) +    ln-|±y]    + D, (III.2.24)

W 7)

$ Cvx~0 F Uy

В vy A vx=0 E D

• ^ t

/

8

0 a e / oo $

ъх=0или vy=0

vx=0 или Vy=0

Рис. III.6. Общий случай струйного обтекания профиля ограниченным потоком: а — линеаризованная плоскость течения; б — вспомогательная плоскость.

или

2 = ? In (S + 1) +    In (5 - е) - A In - е.    (III.2.25)

Но так как согласно (II 1.2.9)

hi =    /i2?,    (III.2.26)

то, подставляя (III.2.26) в    (III.2.25), окончательно найдем:

z = JL [hxIn (t + 1)    + h, In (A E _ 1) ] + ih2.    (III.2.27)

На физической плоскости координаты точек А и F известны (1 и п соответственно), тогда из (III.2.27) получим два дополнительных условия для определения координат а и/на плоскости ?:

hx In (a -f- 1) + h2 In Y~a — 1 ^ -f- ih2 hx ln (/ -|- 1) h2 ln ^ f — 1 ^ + i

(111.2.28)

(111.2.29)


ih«

п == -


Как видно из рис. 111.6, б, получена краевая задача со смешанными граничными условиями на вещественной оси. Воспользуемся формулой Келдыша—Седова в предположении ограниченности решения вблизи концов ак и неограниченности вблизи концов Ьк. В силу принятых выше допущений концам ак соответствуют точки А и F. Тогда на основании (II.2.11) получим выражения для вызванных скоростей, соответствующие трем случаям течения:

1) струя конечной ширины

gWtdx


(III.2.30)


V&)


(т — а) (т — I)


1Лс-me-a) »

t    in


f

2) поток жидкости, ограниченный сверху свободной поверхностью, снизу — твердой стенкой:

а

g (Т) т dx


»(?) =


f


in J \Г(х—{){х—а)(х—е)(х — 1)

(III.2.31)


/(?-/) (?-g) (S-e) 1


3) поток жидкости, ограниченный двумя твердыми параллельными стенками:

„(?) = V&~f) (С — д) (С — g) (С+ 1) х

8 (1)т dx

(III.2.32)


—    (г—а) (х е) (т+ 1) (т— ?) ‘

f

В частном случае обтекания плоской пластинки g (т) = —ia, тогда для получения решения нужно взять интегралы:

а    а

xdx


xdx

V (Т — /) (Т — а) (х — ?) ’

— (г —а) (х — е) (т — Q


xdx

V{xf) (т — а) (т — ё) (т + 1) (т — ?) ’

Для решения (III.2.33) воспользуемся также [15]. Опуская промежуточные преобразования, получим следующие зависимости. Первый интеграл

т dx


(III.2.34)


V (т —/)(Т —я).(т—С)


1п[У (С-7) (Е — а) — С1 V (?-f)(Z- а)


Подставляя затем (II 1.2.34) в формулу для вызванной скорости и полагая при этом, что g (т) = —tot, получим для струи конечной ширины

fa|У(1

¦ЧК'-т)-1


(III.2.35)


У (?) = 1Cс | Второй интеграл

и,

J


тс/т

^(Т — Л (т — а) (т — е) (т-


¦?) Ке-/ f К (у, <7)


(III.2.36)


Используя (III.2.36) и полагая в (III.2.31) g (т) = —ia, найдем выражение для вызванной скорости в случае обтекания пластинки в потоке жидкости, ограниченном сверху свободной поверхностью, снизу — твердой стенкой:


»(?)


X


1Ле-/)(е-д)(е-/)


[,4-еп    L|.    «)    +    К    (-?¦, ?)].    (in.2.37)

X


Гидродинамические силы находятся путем интегрирования давления по контуру тело—каверна.

Для определения коэффициентов Сх и Су используются формулы (III.2.21) и (III.2.22), в которые подставляются комплексные скорости для трех рассмотренных случаев обтекания.

Так, например, для случая 1 — кавитационного обтекания пластинки в струе — получим гидродинамические коэффициенты в виде

Сх iCy =    2icchi []/"(1 f) (I -|-а)    1 ] -}-

2iah2[\/ (l -I)(l -?)_

+


+ M2 [(1 + /) (1 - a) - 2 V(l + f) (1 + a) - 1 ]

'(1--f)(1-7)-2K(1-{)(1-7) + 1]-

(III.2.38)

Приравнивая вещественные и мнимые части в левых и правых частях (III.2.38), после промежуточных преобразований найдем:

2Л, [1 — К(1 +/)(!+«)] +

(III.2.39)

= 2/1, [1 - /(1+0(1+а)1 +

+ 2 h2

СуСх ос > ос*

Г=77Т7

LJ.---

hr о;

///// 150,5 1 2 5 1

У'

г

—>

Ъ

¦О    0,2    0,4    0,6    0,8    п

Рис. II 1.7. Зависимости С^/а — / (/г), Ск/а* = / (/г) при струйном обтекании пластинки вблизи свободной поверхности (h1 =f= 0; h2 оо).

или, подставляя (II 1.2.39) в (II 1.2.40), получим связь между гидродинамическими коэффициентами

§ = ^+V/( 1+т)-    <Ш2-4|>

В частном случае кавитационного обтекания пластинки под свободной поверхностью h2 = е =оо, и формула (III.2.41) приобретает вид

§L=-^+Mf.    (III.2.42)

Аналогично    могут    быть найдены гидродинамические    коэффициенты для    второго    случая: для кавитационного    обтекания пластинки в струе, ограниченной свободной поверхностью и твердой стенкой:

Су = 4ht /(l + mi + a)(l-H)'

а Я

х№ «)-ТТ7п(т'?»];

?-$ц+"(1,+_Г+[*(f«)-rbn(*¦&•«)] •

(III.2.43)

Ha рис. 111.7 приведены результаты численных расчетов по формулам (III.2.39), (III.2.40) относительных коэффициентов *)

Су t

-z

-4

Cx_ t* 1,5

0,5

Рис. III.8. Зависимости Cy/t=f(ri); Cx/t2 — f(ri) при струйном обтекании сегментного профиля вблизи свободной поверхности.


Ъ)


подъемной силы и сопротивления пластинки единичной длины в функции от абсциссы точки начала образования каверны при различных значениях hi и Л2 = оо. Для профиля произвольного образования при определении вызванной скорости v используют формулы (III.2.10)—(III.2.12), (III.2.30)—(III.2.32). Интегралы, входящие в них, вычисляют приближенно. На рис. III.8 приведены результаты расчетов гидродинамических коэффициентов для сегментного профиля вблизи свободной поверхности с хордой, равной единице, и при нулевом угле атаки. Принято, что на верхней поверхности профиля

^ = ^ = «(1- 2х),

на нижнеи

§ 3. Обтекание тонких ненесущих тел в режиме развитой кавитации. Применение метода источников и стоков

Рассмотрим стационарное симметричное обтекание плоского контура несжимаемой невязкой жидкостью в режиме развитой кавитации при конечном числе кавитации и. [23].

Схема обтекания контура и система координат даны на рис. III.9.


Задачу будем решать в линейной постановке, т. е. считаем, что контур и каверна тонкие, а углы между касательными к контуру тела, каверны и осью х малы. Для решения задачи используем метод особенностей (источников и стоков). Так как рассматривается тонкое тело, то его обтекание (совместно с каверной) заменим обтеканием системы источников и стоков, непрерывно распределенных по оси х между передней кромкой тела и задней точкой каверны.

Рис. II 1.9. Симметричное кавитационное обтекание плоского контура (метод источников и стоков).

1 — контур; 2 — каверна.


Интенсивность источников связана с формой тела зависимостью [68] где q — интенсивность особенностей, отнесенная к величине скорости на бесконечности; у0 — ординаты точек контура, ограничивающего поперечное сечение тела.

Обозначим затем: q (Н) — неизвестная безразмерная интенсивность особенностей в точке на оси с координатой I; vx = ----безразмерная ско-

со

рость, вызванная особенностями q (Н), в точке на оси с координатой х;

хъ х2 — безразмерные абсциссы носика профиля и задней точки каверны соответственно.

Все линейные размеры, приведенные ниже, отнесены к длине контура (тела).

Известно, что безразмерный комплексный потенциал скорости течения, вызванного источником или стоком, определяется формулой

= In(X-g),

а вызванная скорость соответственно равна

На основании (III.3.2) легко получить зависимость распределения скоростей от интенсивности особенностей, распределенных по оси х:

Как указывалось в гл. II, кавитационную задачу можно рассматривать как смешанную задачу: в одной части области течения задана форма контура, а в другой — скорость на границе каверны, форма которой заранее неизвестна.

При этом для определения точек схода каверны с тела и ее замыкания необходимы два дополнительных условия, для составления которых в дальнейшем введен ряд допущений.

В соответствии с рис. III.9 х\ =0, х2 = /, тогда (II 1.3.3) получит следующий вид:

/

_1 2я


(III.3.4)

О

Обозначим: Ъ — абсциссу точки схода каверны с контура; VK — скорость на границе каверны.

5 В. В. Рождественский    129

Тогда при решении задачи положим:

q = 2-^- при 0 <x<b\    (III.3.5)

У к    ,    /

Vx = -г~~ при О <х < /,

' оо

где скорость Ук связана с числом кавитации х:

vK = v„VTТй.    (Ш.з.б)

Решение уравнения (II 1.3.4) может быть получено с помощью формулы обращения особого интеграла с ядром Коши для замкнутого контура L [14]. Из теории интегралов с ядром Коши известно, что если дан особый интеграл типа

L

то с помощью формулы перестановок [141 можно получить зависимость

L

Формула (II 1.3.8) называется формулой обращения особого интеграла. Решение интегрального уравнения (III.3.5) будем искать в классе функций, обращающихся в нуль в носике тела = 0) и в бесконечность— в точке замыкания каверны = /). Представим в нашем случае

I = т; x=t\ ф (т) = ср (?) = У q (?);

•ф (t) = $ (х) = vxy    ,

то с помощью формулы (111.3.8) легко получить

о

Разбивая пределы интегрирования на две части, соответствующие смоченной части контура и каверны, найдем

+J

\о    ь    /

где vXo — функция, характеризующая распределение скоростей на смоченной части контура.

130

Используя формулу бинома Ньютона и ограничиваясь двумя членами, вторую формулу (II 1.3.5) можно переписать так:

vx = =Vl    1    +4~х    ПРИ    (III.3.10)

V со    Z

Подставляя это выражение в (II 1.3.9), после промежуточных преобразований найдем ?(0 =


(III.3.11)

В формуле (II 1.3.11) неизвестная функция vXo характеризует распределение скоростей на смоченной части контура. В интервале значений 0 < ?< b интенсивность особенностей известна, так как на основании (III.3.5) она может быть представлена в виде

q=    Поэтому выражение (III.3.11) вновь можно рассматри

вать как интегральное уравнение для определения функции (vXo

— V2x). С помощью формулы обращения после преобразований получим эту функцию:

ь

jXq

(III.3.12)

dl 1 — х    v

Принимая длину кавитирующего контура равной единице, в рамках линейной теории легко написать формулу для определения коэффициента сопротивления:

= 2$P4tdx    (III.3.13)

pvt


где р = —2vXo — безразмерное гидродинамическое давление в произвольной точке контура, отнесенное к скоростному напору. Подставляя это выражение в (II 1.3.13) и принимая величину vXo согласно формуле (III.3.12), окончательно найдем

ъ    ь

X^dx

<Ш-ЗЛ4»


dx

ь ь


У


1-1


0. о


0 0


(III.3.15)


d% dx (g — x)

преобразуем последний интеграл и окончательно напишем:

dx


г b


SV-


2(1 —b)


¦ dx -


I —х dx


Используя тождество

ь ь -1 f bх

С С V T- х


dt/p dy0 dx dl dx dl (g — *)

dyo dy0 d\dx


X


dyo _

dx у (ix) фxj


V^

у^


(III.3.16)

Подставляя (III.3.12) в (111.3.11), получим формулу для вычисления интенсивности источников, заменяющих каверну:

1 — х аУо dx

dx х -

при bI < L    (III.3.17)

Интегрируя (111.3.17) согласно (III.3.5) в пределах от b до найдем формулы для определения ординат точек границы каверны

y0dx

+


¦ x) V (IX) (b — x)

(III.3.18)

при Ib.


Координаты точек схода каверны b и замыкания /, входящие в (III.3.18), неизвестны. Для их определения составим два дополнительных условия. В качестве первого примем условие равенства кривизны каверны и контура в точке схода при ? —» b со стороны каверны. Дифференцируя (III.3.18) по 5, получим

Второе условие характеризует течение в кормовой части каверны, которое зависит от принятой стационарной схемы кавитационного обтекания. Напомним, что в действительности в хвосте каверны движение жидкости нестационарно, и именно поэтому прибегают к схематизации кавитационных течений. Более подробно эти схемы были рассмотрены в § 1 гл. II.

Сформулируем в линейной постановке второе необходимое нам условие. Положим, что суммарная интенсивность источни-



Рис. III.10. Образование каверны на плоском контуре:    а    —    схема

Н. Ё. Жуковского; б — линейный аналог схемы Д. А. Эфроса; в — схема

Рябушинского.

ков и стоков, заменяющих каверну, равна некоторой постоянной величине

i

| ц (х) dx = 2ук (/) = 2k,

(III.3.20)


где ук (/) — ординаты границы каверны в месте ее замыкания. Используя это условие в формуле (III.3.18) и принимая ? = /, получим условие замыкания каверны:

ъ _

И, =    Ь).    (III.3.21)

Полагая

*-f( Vte+V’ET)**-

получим, что (III.3.21) соответствует линейному аналогу схемы Жуковского—Рошко (рис. III.10, а):

о

dx

х)(Ь-х)


2 _

(III.3.22) 133


* “ J dx

Если величину k принять равной--j-C*, то условие (II 1.3.20)

будет соответствовать линейному аналогу схемы Д. А. Эфроса (рис. 111.10, б).

В этом случае в области, занятой каверной и контуром, есть сток, расход жидкости в котором пропорционален сопротивлению контура. Границы каверны при этом пересекаются и замыкаются на две линии, уходящие в бесконечность. Показанные пунктиром линии соответствуют течению на втором листе Римановой поверхности. Подставляя значение k в (III.3.21) и принимая во внимание (II 1.3.16), получим для этой схемы:

Ъ'    6    п2

I b Г йуа    dx

dx


К =

iV


b — x dy0Ix dx


я

т


dx


С1-ь


(III.3.23)

Если каверна замыкается на эллиптический контур (рис. ШЛО, в), то суммарная интенсивность источников и стоков, заменяющих каверну, равна нулю, т. е. k = 0. Такая картина замыкания соответствует схеме с зеркалом или первой схеме М. Тулина. В этом случае

х dy0


(III.3.24)


dx.


я (/ — Ь)


х dx



При больших значениях / (/ > Ь) выражения (III.3.23) и (III.3.24) в пределе совпадают:

к =    4 f dy° dx

(III.3.25)


я VI J dx ] f ьx

Таким образом, для развитой кавитации (каверна замыкается далеко за кавитирующим контуром) схема Д. А. Эфроса и схема с замыканием на эллиптический контур оказываются равноценными.

Для решения задачи должно быть задано уравнение кавитирующего контура. Если уравнение контура задать в виде полинома, то интегралы, входящие в формулы (III.3.22)—(III.3.25), вычисляют элементарно. Задают также абсциссы точки замыкания каверны I. Далее исключают параметр к из (III.3.19), и при помощи одного из равенств (III.3.22)—(III.3.25), в зависимости от принятой схемы кавитационного обтекания, определяют абсциссу точки схода каверны Ь. После исключения аналогичным образом параметра к из (III.3.16), (III.3.19) находят зависимость Сх и ук от L

^Рассмотрим теперь другой метод решения: исходный некавитирующий контур наращивается дополнительным контуром так, чтобы сумма вызванных скоростей исходного и дополнительного контуров равнялась скорости на границе каверны.

При этом поле скоростей исходного контура может быть задано с любой степенью точности, а условие «тонкости» добавочного контура может быть выполнено и тогда, когда исходный контур не является тонким. Это обстоятельство позволяет с помощью метода «наращивания» решать также и нелинейные задачи. В качестве примера, иллюстрирующего применение этого метода, рассмотрим задачу об обтекании тонкого тела в режиме частичной кавитации при наличии стока, расположенного за телом на оси симметрии [1].

j Поверхность комплекса тело—каверна будем рассматривать как непрерывный контур, на котором выполняется условие не-протекания, а на поверхности каверны соблюдено условие постоянства давления. Физическая плоскость течения дана на рис. 111.11, а.

Проекцию скорости на границе каверны на ось Ох представим в виде

Vкх — Vсо ®х ^Vx Vxt    + ^*2»    (111*3.26)

где Voo — скорость потока на бесконечности; vx — проекция скорости, вызванной системой особенностей, заменяющей тело; Avx — проекция скорости, вызванной влиянием стока на систему особенностей, заменяющую тело; vXl — проекция скорости, вызванной системой особенностей, заменяющей «наращиваемый» контур; AvXl — проекция скорости, вызванной влиянием стока на систему особенностей, заменяющих «наращиваемый» контур; vX2 — проекция скорости, вызванной стоком.

Исходя из условий непротекания на контуре каверны и учитывая допущения линейной теории и зависимость (III.3.1), можно найти

где qx — неизвестная интенсивность системы источников и стоков, заменяющих наращиваемый контур и расположенных на отрезке Ы оси Ох.

Формула получена на основании следующих рассуждений: на бесконечно малом участке длины dx направление скорости, касательной к границе каверны VK, совпадает с секущей. Эта скорость имеет проекции на координатные оси VKX и VKy. Из рис. 111.11, б видно, что

Так как интенсивность источника или стока есть расход жидкости qr через заданную поверхность (в рассматриваемом случае через отрезок единичной длины), то при учете влияния стенки (исходного

тела) формула для интенсивности qx получит вид qx~ 2VKX ,

как было показано выше.

Задача состоит в определении неизвестной системы особенностей qi (|), поэтому в правой части интегрального уравнения

Рис. III.11. К решению задачи об обтекании тонкого тела в режиме частичной кавитации при наличии стока, расположенного за телом на оси симметрии: а—физическая плоскость течения; б — объяснение к формуле (III.3.27).

относительно этой неизвестной должны быть записаны скорости, вызванные этими особенностями, т. е. (III.3.26) перепишем так:

VKX — Vco-Vt — Avxvx, = vXl + AvXl. (III.3.28)

Тогда интегральное уравнение получим в виде i

_L j jjMd!_ = ^ + AVxi =    __    ^ _ AVx _ ^    (Ш.3.29)

b

где ? — текущая абсцисса.

а все линейные размеры отнесем к длине тела L.

Введем безразмерные величины:


Я1


v


(Ш.з.зо)


После преобразования найдем

i _

j 4lx-f- = V„ - 1 -vx- Avx-vXt-=f(l). (IH.3.31) ь b

Считая тело тонким, можно положить, что VKX ^ VKy а принимая во внимание формулу (III.3.10) и ее разложение по биному Ньютона, для малых значений чисел кавитации х получим

VK* = FK=1+-|-.    (III.3.32)

При определении скорости vXz пренебрегаем величиной у]к по сравнению с (а—х)2, где ук — ордината деформируемого контура, а — абсцисса стока; Q — интенсивность стока, расположенного за телом. Тогда в безразмерной форме получим:

где Q =?.

С помощью формулы обращения (III.3.8) из выражения (II 1.3.31) легко получить уравнение для определения неизвестной интенсивности q1 в виде

г/?§И<ш-3'34>

ь

Подставляя в (III.3.34) формулы (III.3.31) и (III.3.33), получим

i

'1МИ±АМ|)Ы

I — X

Ь> V^bY <1IU-35>

Q


2 (ах) V а

Ордината добавочного контура уг определяется путем интегрирования (III.3.27)

Принимая во внимание (II1.3.32), напишем

X

У1М =    1 ^ W dx¦    (III.3.37)

После подстановки в (III.3.37) формулы для вычисления qx (II 1.3.35) и вычисления отдельных интегралов найдем выражение для ординат добавочного контура в виде

* м ~    о- »> р-ДГ*1 - «•* V т^г

* Utg]/|^j/^yjZTarctgl/*E?

я (2 + к)

(III.3.38)

В (II 1.3.38) входит пять параметров: а, Ь, /, х и Q. В дальнейшем будем считать а, Ь, Q заданными величинами. Для определения к и / составим два дополнительных уравнения. В качестве одного из условий примем условие замкнутости каверны на теле в точке х = I:

Уг (I) == 0.    '    (III.3.39)

Предполагая, что каверна направлена по нормали к телу в точке замыкания, и принимая во внимание,    что

JC

arctg оо = -g-, легко приведем (III.3.38) к виду

i _

1Y 4^ I”* м+Ао' widx+

ь 2 Q


- УШт) ¦    <п|-з->

1

я (Ib)


Решение по формулам (III.3.38), (III.3.40) соответствует каверне, граница которой совпадает в начальной и конечной точках с поверхностью тела-, касается тела в начальной точке и направлена по нормали к телу в точке замыкания. Следовательно, в точке замыкания условие тонкости нарушается, и решение для хвостовой части каверны следует считать формальным. В случае же плавного замыкания условие тонкости не нарушается. Тогда второе дополнительное уравнение может быть получено и ис-

ходя из условия касания границ исходного и наращиваемого контуров (каверны) в точке замыкания каверны на теле:

<*Уг

dx


dy0

dx


(III.3.41)


х~1


хЫ


Сопоставляя (III.3.37) с (III.3.41), получим второе, дополнительное уравнение в виде

/

0,2    0,3    Ъ@    0,4    Ъ~~ Сь

Рис. 111.12. Результаты расчетов по формулам (III.3.40) и (И 1.3.43):

10 — длина каверны при Q = 0; — — — по формуле (III.3.40);

-по формуле (III.3.43).

После подстановки в (II 1.3.42) значения функций / (х) согласно '(III.3.31) и вычисления отдельных интегралов условие плавного замыкания каверны на контуре примет вид

[vx + Avx] dx

Q


(III.3.43)


n J V(xb) (Ix)    nV(ab) (a — /)

ь

В результате решения уравнений (III.3.38), (III.3.43) получим контур с ординатами ук = у0 + у который можно рассматривать

как каверну, образованную на теле, ординаты у тела удовлетворяют следующим условиям:

У<Ук °РИ Ь<х<1; у = у0 при х<Ь\ X >2 I.

Таким образом, получим две формулы, связывающие параметры /, b, о, Q, х: первая из них — для случая замыкания каверны по нормали к поверхности тела (II 1.3.40), вторая предполагает плавное замыкание— [см. формулу (111.3.43)1.

На рис. III. 12 приведены зависимости числа кавитации х от длины каверны / при постоянных значениях мощности источника, подсчитанные по этим двум формулам. Характер изменения зависимостей х (/) различен.

Полагая в формулах (III.3.38)—(III.3.40), (III.3.43) интенсивность стока Q = 0, получим зависимость для случая кавитационного обтекания тонкого тела без стока.

Полученные результаты могут быть использованы при оценке влияния работающего гребного винта, установленного за кавитирующим телом, на характеристики каверны. Влияние потока двухфазной жидкости за каверной на характеристики гребного винта показано в работе А. А. Беспрозвания.

§ 4. Влияние весомости жидкости на характеристики кавитационного обтекания тонкого клина

Приведенные выше примеры решения задач о кавитационном обтекании тел рассматривались в предположении, что влияние весомости жидкости на параметры каверны отсутствует. Однако такое решение, вообще говоря, весьма приближенно, так как весомость окружающей каверну жидкости вызывает деформацию границы каверны в зависимости от направления вектора силы тяжести по отношению к условной оси тела и скорости его движения. Для установления этого влияния рассмотрим два предельных случая кавитационного обтекания:

а)    обтекание тела, при котором вектор силы тяжести направлен перпендикулярно продольной оси тела, движущегося параллельно свободной поверхности;

б)    обтекание тела, при котором направление вектора силы тяжести совпадает (или имеет противоположный знак) с направлением продольной оси тела, что соответствует движению тела перпендикулярно свободной поверхности.

Эти два случая движения имеют практическое значение. Задачу будем рассматривать в линейной постановке. Рассмотрим линейную задачу о кавитационном обтекании тонкого клина в поперечном и продольном поле тяжести. Для упрощения возьмем клин единичной длины. Вследствие тонкости клина и каверны граничные условия на их поверхности будем переносить на продольную

ось клина. Физическая плоскость течения дана на рис. 111.13, а, б, а плоскость после линеаризации — на рис. III. 14. В качестве безразмерных величин, характеризующих кавитационное течение с учетом влияния сил тяжести, примем: число кавитации

2

число Фруда Fr = —, где Ь—длина клина.

V &

Задача состоит в определении вызванных скоростей, обусловленных влиянием весомости жидкости.

х    течения    в    поперечном    гравитацион

ном поле; б —- физическая плоскость течения в продольном поле тяжести; в — связь между парамет

рами клина и вызванными скоростями.

Рассмотрим сначала задачу о влиянии поперечного гравитационного поля на кавитационное обтекание тонкого клина (рис. 111.13, а) и составим уравнение Бернулли. В левой части уравнения запишем члены, характеризующие давление и скорости у основания клина, а в правой его части — аналогичные члены для произвольной точки на границе каверны:

Рк + нр = Р +"1Г + РёУк,    (III.4.1)

где /?к, VK — давление и скорость потока на поверхности каверны в невесомой жидкости; /?, V — давление и скорость потока на поверхности каверны в произвольной точке в весомой жидкости; Ук — ордината границы каверны.

Учитывая предположение о малости вызванных скоростей, можно написать, что

V {VK -]- vx)ivy и V2(VK + vxf -f v%.

Пренебрегая квадратами малых величин, найдем

V* = VJ + 2VKi;,; Vя - Vi=2VKvx.    (III.4.2)

Тогда с учетом (III.4.2) выражение (III.4.1) представим в виде Р — рк = -J- {VI — Р) — pgt/к = — pVKt»* — pg-г/к- (III.4.3)

Из (III.4.3) находим коэффициент давления:

с    =    _    (111.4.4)

Найдем теперь граничные условия на поверхности клина и каверны. Учитывая малую толщину клина, а также то обстоятельство, что суммарная вызванная скорость на клине должна быть касательна к его поверхности (рис. III.13, в), можно написать:

1 + Vx ах

где р — половина угла раствора клина; vx, vy — безразмерные вызванные скорости, отнесенные к скорости vK.

Однако вследствие тонкости клина и малости vx по сравнению с единицей первое граничное условие упрощается и получает вид

vy = при 0 < х < 1,    (III.4.5)

где vy = р — на верхней поверхности клина; vy = — (3 — на нижней поверхности клина.

Давление на поверхности каверны равно давлению в каверне, т. е. р = рк и Ср    0. Тогда, принимая    во    внимание    (III.4.4),

получим второе граничное условие — на    поверхности    каверны:

7) Vx —    ёУк(х)

Vx~vK-    Vi

или

^ - уёУк (х>    (ш-4-6)

Третьим граничным    условием будет условие    на бесконечности.

Действительно,

при z = оо

VK + vx = Уоэ\ vx = Vcc — VK

или

Vx    V ОО *    1    <    К

V — 1/ — 1 = /¦    ---------lss-4-.    (III.4.7)

Vk    J^l    +    X    2

Четвертое граничное условие—условие замкнутости — состоит в том, что расход жидкости через контур тело—каверна равен нулю.

Дальнейшие решения этой задачи вызывают определенные трудности, так как функция, описывающая форму каверны ук(х)> неизвестна. Выражение (III.4.6) для вызванной безразмерной скорости может быть приведено к виду

tv = -б- уАх)

(1+*)

где б =    < 1 при Ъ = 1.

Разложим функцию ук (х) в степенной ряд по б:

Ук (х) = ? бlyi (х) = 64 (х) + бу1 (х) + б2г/2 (*)-[---- (III.4.8)

i=0

Наиболее простой приближенный способ решения получается, если ограничиться в (III.4.8) первым членом ряда. Тогда ук (х) ^ ^ У о (*)> что соответствует ординате каверны без учета гравитации. Так как у0 (х) на большей части длины каверны изменяется мало, то вызванная скорость на поверхности каверны почти постоянна:

$Уо

Vx =--Г'Г - ^

х    1 +И

а граничные условия имеют вид

vx = — c при у = 0+;

vx = + с при у = 0_.    (III.4.9)

С учетом этого обстоятельства даны граничные условия на плоскости z (рис. III. 14, а).

С помощью интеграла Кристоффеля—Шварца преобразуем течение, внешнее по отношению к разрезу физической плоскости, на вспомогательную верхнюю полуплоскость ? с соответствием точек, указанным на рис. III. 14, б. Это преобразование описывается выведенной в § 1 гл. III формулой

г = ?3 + Й» или S = *(t=т)1/2’    (III.4.10)

где I — длина каверны; ik — координата точки М, соответствующей бесконечно удаленной точке на плоскости z(г = оо).

Величину k находим исходя из граничных условий в точке А

Дальнейшее решение выполним при помощи метода особен-ностей, при котором вызванная комплексная скорость формируется как сумма комплексных скоростей, обусловленная особенностями.

Для этой цели преобразуем течение на плоскости ? на новую вспомогательную плоскость t по формуле

Е = т('+т)-    <пил2>

При этом щеки клина переходят на дуги единичного полукруга, как показано на рис. III. 14, в. Найдем координату точки М,

Рис. III. 14. Линеаризованная плоскость течения в поперечном гравитационном поле (а), вспомогательная верхняя полуплоскость ? (б), вспомогательная полуплоскость t (в) и граничные условия.

соответствующей бесконечно удаленной точке на физической плоскости. Для этой цели преобразуем первое из выражений (II 1.4.10) к следующему виду:

г = /(    (III.4.13)

Подставляя затем вместо ? его значение через /, получим

Найдем на плоскости t координату точки, соответствующей

z = оо.

Как видно из (III.4,14), г = оо, если выполняется условие *4 + 2 (2/ — 1) *2 + 1 - О,

откуда

i (V^ -I-//    1    )>

=    (III.4.15)

Физический смысл имеет первое выражение (III.4.15), так как точка лежит вне контура обтекания. Перейдем к построению выражений для составляющих комплексной скорости, учитывая при этом условия на границе потока на вспомогательной плоскости t.

Из рис. 111.14, в видно, что реальные части вызванной скорости должны удовлетворять граничным условиям на оси х, а мнимые части — граничным условиям на единичном круге. Выражение для вызванной комплексной скорости представим в виде

= -1п1=Т +iA~ т) + в + iElnt +

(III.4.16)

где Л, Ву Еу D—действительные постоянные, определяемые из граничных условий. Постоянные В и Е найдем исходя из изменения v (t) на вещественной оси плоскости t.

В точке А при t — 1 на основании (III.4.16):

V (t) = — -?&¦ In -j-ii- 4- в = — In е1 т + В = 5 - гр.

v 7    Я 1 — I1    я    1    1

Принимая во внимание, что v — vx — ivy, найдем:

В = vx = — с.

В точке Л' при / = —1

у (0 =---- In + t? ln — 1 + В =f —с—я? + i?>,

откуда

у = —с — пЕ или ? =---—.

х    я

Для определения постоянных А и D разложим искомую функцию v (t) в ряд Лорана:

= + * *

Принимая во внимание условия на бесконечности (II 1.4.7), найдем

аг = 0 (условие отсутствия вихрей на бесконечности). Используя второе из этих условий в (II 1.4.16), найдем значения постоянных:


In {]/*/ +//-!)•

где Г = 2/- 1 +2//(/— 1) .

Входящие в (II 1.4.16) особенности находим исходя из следующих соображений:

1) особенность вида In    соответствует    скачку    в    Im    v

в носике клина на единичном круге. Действительно,

при t = ± 1 In j±-j- = ± i-у;


2) особенность вида


характеризует вызванную


скорость v при обтекании полуокружности. Так,


т. е. в угловых точках скорость равна нулю;

3) особенность вида i In t соответствует скачку в Re у при переходе от верхней к нижней границе каверны (на плоскости ?)

конечности.

Практически более удобно искать решение в виде функции v (г). Тогда (III.4.14) преобразуют к виду t (z) и раскладывают в ряд по степеням 1 при г —> оо (t > tm)y а полученный результат подставляют в (II 1.4.16).

Коэффициент сопротивления, отнесенный к длине клина, определяется путем интегрирования давления по поверхности клина

о

где СРк определяется формулой (II 1.4.9). 146

Коэффициент подъемной силы, отнесенный к длине клина: С, = -2(1+х)с<1+2{1/7(/ -1) [1 +

+ TTZTi In (/Г + /Г=Т)] - /}>. (III.4.18)

Коэффициент момента относительно носика клина, отнесенный к квадрату длины клина:

Ст = -2(1 +к) с/± + -2Щ-//(/- 1) {l +

AT\n(Vl + V I — 1

Р


2 — 1) (1 —Г)

2/+ 1

(III.4.19)

Для определения формы границы каверны воспользуемся

зависимостями

=    dy    = —^-dx.    (III.4.20)

dx i+vx’ * l + vx

Интегрируя (III.4.20) и принимая во внимание (III.4.9), получим для физической плоскости:

Ук (*) = Т?7 J Vydx + у0 (1)

ИЛИ

Ук (*) = — 7^7- lm\vdz + y0 (1),

1

где у0 = ±=|3; знаки «±» относятся к ординатам верхней и нижней границ каверны соответственно.

Рассмотрим теперь линейную задачу о кавитационном обтекании клина в продольном поле тяжести. Так же, как и в предыдущей задаче, будем считать клин тонким, а граничные условия на поверхности клина и каверны перенесем на продольную ось клина. Примем, что нуль потенциала гравитационного поля находится в начале координат (х — 0). Тогда уравнение Бернулли получит вид

Рк Л--2 Р8 ~Р    I"    Р8Х>    (III.4.21)

где левая часть (III.4.21) соответствует точке у основания клина = 1), а правая — произвольной точке в произвольном сечении л; на границе каверны; g — ускорение силы тяжести; остальные обозначения прежние.

Р - рк = (VI - V2) + pg(l — х).

Принимая во внимание (II 1.4.2), после деления всех членов преобразованного уравг коэффициент давления:

преобразованного уравнения на скоростной напор получим


Р — Рк _ 2g(\~x)    2v

С


X


рк рУ»    VI    Кк

2

или, используя связь VK = Voo V\ + х, напишем:

Ср    17—7^=-    (III.4.22)

Vi(l+H) Kocj/^l+x    V    ;

Здесь так же, как и в предыдущей задаче, найдем возмущенную комплексную скорость у ¦= vxivyy обусловленную влиянием продольного поля тяжести.

Граничные условия задачи следующие: на клине (0 < х < 1)

щ = ± Р;

на границе каверны (1 < х < I)

С„ =0 и vr-^- - ML-^)

Четвертое граничное условие — условие замкнутости контура тело—каверна.

Линеаризованная физическая плоскость течения с граничными условиями показана на рис. 111.15.

Так же, как и в предыдущей задаче, преобразуем с помощью формул Кристоффеля—Шварца внешнюю область многоугольника на физической плоскости 2 на верхнюю полуплоскость а затем, используя преобразование (III.4.12), перейдем к течению на вспомогательной плоскости t.

Вспомогательные полуплоскости ?, t и соответствующие граничные условия представлены на рис. III. 15, б ив. Точка /И, соответствующая бесконечно удаленной точке г = оо, лежит

на мнимой оси полуплоскости ? и имеет ординату iky а ордината точки Mtrn полуплоскости t определяется формулой (III.4.15).

Неизвестную вызванную комплексную скорость v найдем как сумму скоростей, обусловленных особенностями. Решение получим как частный случай выражения (II 1.4.16).

6)


а)


©


i'h


О 1


Ун


l7nV=Vy = P


tz


1ть=~р _ _ д(1-Х}

Яео*ъх=-~г7 V* 1-1


( 9

®

Imv - р \

AJ

// ?

,\ ** ,

X

\1лъ V

61

Ьтп


Рис. IIIЛ5. Линеаризованная плоскость течения в продольном гравитационном поле (а), вспомогательная верхняя полуплоскость ? (б), вспомогательная полуплоскость t (в) и граничные условия.

В этом случае решение представляем в виде двух частей

У 2 *


V = vx + v2 и vi == vXl — ivyti v2 == vX2ivu

которые удовлетворяют условиям на клине

Р; ц

0;


У 2


на каверне

vXt =

1L

Vk


Сумма этих решений должна удовлетворять общим граничным условиям.

Решение для vx по аналогии с ранее изложенным будет иметь следующий вид:

Г, —-2Р


*=Т+1А(1-±) + В,

где Вg/VK, а постоянная А пока неизвестна.

Получение решения для v2 оказывается более сложным, так как согласно (III.4.14) х, входящая в граничные условия, — сложная функция. Ее нельзя прямо использовать для составления выражения комплексной скорости, так как v2 имеет полюс в точке t = tm.

В связи с этим в [74] подобрано решение для v2, устраняющее влияние этой особенности, в виде

1« ^ + 1 \ : ^

я

Постоянная А находится из условия ах~ О

j __ Jtg(I8РУ| VT

А =


я(/ — 1)


Коэффициент сопротивления, отнесенный к длине клина,

1

Сх = 21 Срк d#, о

где СРк находится по формуле (III.4.22).

В результате получим коэффициент сопротивления клина с учетом продольных сил тяжести

п2(1 + к) ( I \ . 2(3^7

Ыт) +

*    я    V    /    —    1    /    1    Fr2

При Fr —> оо получим Сх для случая кавитационного обтекания клина в невесомой жидкости.

Связь между числом кавитации, длиной каверны и углом § находится исходя из условия а0 = 0: для поперечного поля тяжести

1—i =    0- + Ш к; + |

)Л + х я у / — 1 Yi— 1 для продольного поля тяжести

1    ___I-1    _ р / Щ 1 lnК1±1

/Т+1, 4Fr(l+x) я 1^-1 г' Y~l~\

Расчеты кавитационного обтекания клина с учетом поперечного поля тяжести показывают, что коэффициент сопротивления и длина каверны в рамках принятых допущений мало зависят от числа Фруда (параметра с). Влияние тяжести проявляется в деформации каверны (всплывание) и возникновении подъемной силы и момента.

Рис. III. 16. Результаты расчетов гидродинамических коэффициентов. Попе речное поле тяжести: аСу Fr2 (х, р); б — CmFr2 (к, р); продольное поле тяжести: вСх (х, 1/Fr2); г — к (/, 1/Fr2).

При 1/Fr2 > 0 гравитационное поле направлено против потока, при 1/Fr2 < 0 гравитационное поле направлено по потоку.

На рис. 111.16, а, б приведены зависимости коэффициентов Су Fr2 и Ст Fr2 от числа кавитации х и половины угла раствора клина р [98]. При рассмотрении продольного гравитационного поля установлено, что длина каверны и коэффициент сопротивления существенно зависят от числа Фруда. На рис. 111.16, в приведена зависимость коэффициента сопротивления от числа кавитации и от функции 1/Fr2 [74]. На рис. 111.16, г даны зависимости числа кавитации от длины каверны и от функции 1/Fr2.

§ 5. Влияние весомости жидкости на характеристики кавитационного течения в ограниченном потоке

В § 4 была рассмотрена задача о влиянии гравитационного поля на характеристики каверны, образованной за клином, в безграничном потоке. Рассмотрим сначала случай, когда тонкий клин, имеющий длину а и угол раствора р, расположен под горизонтальной стенкой [10]. За клином образуется каверна, которая замыкается на зеркально расположенный клин (схема Рябушин-ского). Схема обтекания и система координат даны на рис. III. 17.

-п

0 . -------

п

Х(Ч)

vt

»©

5

у

Рис. III. 17. Кавитационное обтекание тонкого клина под горизонтальной пластинкой (схема обтекания и система координат).

Жидкость считается невязкой, тяжелой, несжимаемой, движение безвихревым.

Решение такой задачи имеет практическое значение при расчете конструктивных элементов системы вдува воздуха под днище судна с целью снижения его вязкостного сопротивления. Задачу будем решать в рамках линейной теории, т. е. будем считать толщину каверны и клина малыми, а граничные условия с контура каверны перенесем на горизонтальную ось.

Задача состоит в отыскании вызванной комплексной скорости v = vxivy, где vx и vy — горизонтальная и вертикальная составляющие вызванной скорости. Составим граничные условия течения:

на поверхности клина

=    =    Р    при    х>1    и    *<-/;    (III.5.1)

V со    ИХ

на поверхности каверны

Peo -^pK + pVeoVx-'Pgy ПрИ — / < X < /,    (Ш.5.2)

где у, у о — ординаты контура каверны и твердых границ соответственно; / — полудлина каверны.

При решении воспользуемся методом особенностей. Каверну заменим источниками и стоками, интенсивностью q (?), расположенными по оси Ох. Тогда скорость, вызванная источниками, с учетом (III.3.3) примет вид

1+а

-</+в)

где

= р При х< — 1, х> /;

4,    /<г    (Ш.5.4)

q (х) = 2V*


17 "Ри ~><х<L

При таком представлении условие (III.5.1) удовлетворяется автоматически. Преобразуем условие (II 1.5.2). Учитывая (И 1.5.3), найдем:

1Л~а

=    +    j    q^~f~ ~ Р8У-    (III.5.5)

-<l+а)

Введем безразмерные координаты:

Используя граничные условия, преобразуем далее (II 1.5.5) к следующему виду:

-I    i dy *

Р»-Рк , 1 I г    Mi к Г W1    Г Mg 1 , __gy _0

pFip ЯМ    J 6-* J Е-* J &—^ /    V^P

\——I    I    /

(III.5.6)

Переходя к безразмерной форме и изменяя в (III.5.6) пределы интегрирования, после промежуточных преобразований получим:

*+± -JL— -f-Lin (1 + XL---- in -1 + a т * +fy = о

2 я J & —*    я (1+a + jc)    ^    r/-7

— 1

Интегродифференциальное уравнение (II 1.5.7) решается относительно неизвестной ординаты границы каверны у. Параметры а и / в расчете задаются. Число кавитации находим в результате решения.

Искомая функция у (х) должна удовлетворять условию на концах каверны

У(х)\х=-1=У(х)\-х=г =Уо(х)\^_{,    (III.5.8)

У' W Ь=—1 = У' (*) b=i = Уо (х) Ь=_! •

В частном случае для клина

у(х) b=_i = ^WIj=i = a;

(III.5.9)


? (*) Ь=„1 =—?Wb=1= 1.

В формулах (III.5.7) - (III.5.9) у' = Мг.

dx

Уравнение (III.5.7) аналогично уравнению Прандтля из теории крыла конечного размаха.

Интегродифференциальное уравнение (III.5.7) в [10] решается приближенно на ЭВМ путем его замены системой линейных алгебраических уравнений. При этом функция у' (х) = q (я) аппроксимировалась непрерывной ломаной линией. Так как рассматривается обтекание по схеме Рябушинского, то функция q (х) должна быть нечетной (рис. 111.18). Длина каверны (от —1 до +1) разбивалась на п — 1 интервала. Уравнение удовлетворялось в п точках в середине каждого интервала hli+1 (i = 0, 1, 2, ..., п — 1). Соответствующая система алгебраических уравнений содержала п неизвестных

<7~i ? <7-2, • . м <7-(я-1), к.

В работе [10] приведены результаты расчетов по изложенной выше схеме, а также выполнено исследование сходимости приближенных решений на примерах систем линейных уравнений с десятью и двадцатью неизвестными. Результаты исследования позволяют сделать заключение о хорошей сходимости приближенных решений уравнения (III.5.7), за исключением некоторой узкой области параметров /.

Задача может быть использована при рассмотрении более общего случая: бесконечной системы каверн, расположенных друг за другом под горизонтальной стенкой [71]. Каверны образованы за тонкими клиновидными насадками. Замыкание каждой каверны осуществляется на некоторый клин. Схема системы каверн дана на рис. III. 19. Длина клина аъ угол раствора р, а также расстояние между двумя соседними клиньями

Н-и    (I*0*')


Хщь %ть-1,тъ

- (1+&) ?„ть Ъ-(ть-1) 5-i t-(i-i) 5-f -1


Рис. III.18. Аппроксимация q (х) непрерывной ломаной линией.

(основаниями или вершинами) L приняты постоянными. Каждая каверна замыкается на некоторый клин длиной а2 с углом раствора ро.

Граничные условия практически останутся неизменными [(III.5.1)—(III.5.2)], но границы их применения станут иными.


Ра

Рис. III. 19. Кавитационное обтекание бесконечной системы каверн, расположенных друг за другом по горизонтальной стенке. Схема системы

каверн.

Граничные условия непротекания жидкости через границу течения и постоянства давления на контуре каверны имеют следующий вид:

оо < х <С. оо,    (III.5.10)

; Voo 4% при

dx

pV~vxpgy = р.» — рк; рп = рк + ?>VooVx при nLл: < nL + I или 0 < х0 < /,

где х0 -- хnL — значение х в пределах одного периода или —а\ х0 ^ Lаг\ I — длина каверны; п — ряд целых чисел, изменяющихся в диапазоне от —оо до оо.

Величины р0о и Foo можно считать предельными значениями давления и скорости потока на уровне горизонтальной стенки в середине между кавернами при увеличении расстояния между ними до бесконечности.

Кроме того, исходя из условия непротекания и периодичности характера течения найдем: на поверхности клиньев

q = 2Уоор при nL —    <    x^nL\

q = — 2УосР0 ПРИnL-\-l<Cx<CnL-{-l-\-a2; (III.5.12) на поверхности каверны

q (х0) = q (х0nL) при nL^x^nL-\-l\ q = 0    при nL + / -f- а2х(п -j- 1) L — av    (III.5.13)

Так же, как и    в предыдущем случае, система клин—каверны

заменяется особенностями, расположенными по оси Ох, а вызванная скорость в произвольной точке с координатой г определяется формулой (III.5.3), в которой изменены пределы интегрирования:

"«=25- 1т=г;    <Ш'5Л4>

-ОО

Интенсивность источника связана с формой границы каверны у (х) зависимостью [см. (III.3.1)1

q (х) = 2УТО % (Х)= 2V„y' (дг).    (III.5.15)

Учитывая условие замкнутости каверны J q (?) dl — О,

nL—ax

вызванную скорость можно представить в следующем виде:

ОО    00    12

"•м-sr    \    ЛИ+дг    <ш-516>

— со    /1=—00 —-0.1

Принимая во внимание известное разложение котангенса в полубесконечный ряд [56]

ctSя* =    +    1Г    2    >    (HI-5*I?)

k=l

выражение (III.5.16) можно легко преобразовать к виду

1-\-а 2

°х (*) =    J я do) ctg -77 (*о - У dl».    (III.5.18)

— а

Ордината границы каверны на основании (II 1.5.15)

X    Хо

У(х)= 2j7T J <7 (?)<*? = 27Г I 4&o)dh>-    (III.5.19)

— оо    —-flj

Далее подставляем (III.5.18), (III.5.19) в условие (III.5.10) и в результате получаем интегральное уравнение относительно интенсивности распределенных по оси Ох особенностей q (я). Предварительно введем безразмерные величины

X =

*0

1

? _ 1о .

1

L ==•

L .

/ ’

_

Щ .

. ” а2 .

У .

«1 =

1 '¦

, а2 = — >

0 =

1

41 .

-

я

х =

Р°о -рк

V2

оо

Я

2Усср

pvi

2

(III.5.20)


f


Решаем (III.5.21) приближенно путем замены интегрального уравнения системой линейных алгебраических уравнений.

Так же, как и для случая одной каверны, искомая функция q (я) аппроксимируется ломаной линией. Подробное изложение численного метода решения дано в [71 ].

На рис. II 1.20, а—г для иллюстрации представлены расчетные зависимости -^(/), fp(f)> *|f(f)> -у (f) при заданном значении длины клина аг =0,1. Системы линейных уравнений были рассчитаны на ЭВМ при соотношениях —=0,1 f ai

и L =, i±fi+^L = 0,04; 0,52;    0,76; 0,88; 0,94; 0,97. При

численном интегрировании число участков на клине т. = 5.

Для определения коэффициента сопротивления клина используется формула

I

*1

—ах


vx


dx.


С,



i


dx = х 4- Р/% —


(III.5.22)

Приведенную здесь схему решения задачи можно применить к расчету параметров каверн, образованных под днищем^водо-

а)


5)

Утаах

ei

0,5


(/); в— -|-Ш; з —-у (/)¦


0,88 0 97


О 1    2    3    4-    5    Г

Рис. III.20. Результаты теоретического расчета характеристик системы беско-


нёчйы!-каверн: а *—(/); б

j)1;    Р    Р*


а, =0,1

is77.’50,04’ им

УО'М

^0.9 7


измещающего судна, и к расчету обтекания глиссирующей поверхности с каверной, которое также можно рассматривать как кавитационное течение в ограниченном потоке [49].

§ 6. Кавитационное обтекание профиля плавных образований

В задачах о кавитационном обтекании, приведенных выше, были рассмотрены профили, имеющие фиксированные точки отрыва каверны. Однако во многих практических приложениях рассматриваются профили, имеющие плавные образования, а положение

точки отрыва каверны неизвестно. Это обстоятельство усложняет применение метода теории струй идеальной жидкости. В этом случае более рационально использовать метод особенностей (источников и стоков).

Следуя работе [24], рассмотрим на физической плоскости г кавитационное обтекание профиля произвольной формы под некоторым углом атаки а.

Преобразуем.-течение на физической плоскости на вспомогательную плоскость ?. Будем считать, что z — f (?) — некоторая известная функция, преобразующая внешнее течение около профиля на плоскости г во внешнее течение около круга единичного радиуса на плоскости ?. Соответствие точек указано на рис. III.21.

Положим, что граница каверны представляет собой линию тока, вдоль которой скорость постоянна и равна VK — Vo* ]/1 + и-Скорость на границе каверны при течении на вспомогательной плоскости Vi связана со скоростью VK формулой

dz

(III.6.1)

Vt = V,


Задачу решаем в линейном приближении, т. е. считаем, что граничные условия с поверхности каверны переносятся на поверхность профиля и некоторой линии. При этом концевая точка, где происходит смыкание верхней и нижней каверн, представляет собой особую точку, влияние которой сказывается лишь вблизи ее окрестности. Заменим каверну системой особенностей, расположенных на дуге единичного круга А'С' и отрезке С'В' (см. рис. III, в).

На основании принципа симметрии внутри круга должны быть размещены особенности, симметричные кругу и прямой. Для обеспечения условия непротекания в центре располагают стоки, интенсивность которых равна суммарной мощности особенностей, заменяющих каверну. Задача сводится к отысканию системы особенностей, удовлетворяющей заданному распределению скорости, причем координаты начала каверны (точка А') и конца каверны (точка В') неизвестны.

Обозначая.через g (ф) и g (?) погонную интенсивность источников (стоков) на дуге круга и отрезке прямой соответственно, составим комплексный потенциал течения на плоскости ?. Комплексный потенциал особенности (источника) определяется

формулой In (? — а), где а — координата особенности. На

дуге единичного круга а = где <р — текущий угол, а на оси — а ~ ?. Тогда комплексный потенциал особенностей определится следующими выражениями: на окружности .......

-*|еМп(?-е'ф);

Рис. 111.21. К решению задачи о кавитационном обтекании профиля плавных образований: а — физическая плоскость течения; б — вспомогательная плоскость; в — схема распределения особенностей.

на оси §

In (С — Е).


Итак, на вспомогательной плоскости ? рассматривается обтекание единичного круга под некоторым углом а, имеющего указанную выше систему особенностей.

В связи с тем что координаты начала и конца каверны неизвестны (точки А' и В'), необходимо составить два дополнительных условия.

Первое из них — требование о замкнутости каверны — равносильно тому, чтобы интегральная интенсивность источников и стоков была равна нулю, т. е.

вг 1

j g(<p)dq>+jg(t)d& = 09

о

где —абсцисса конца каверны на оси g; 0Х—угловая координата начала каверны.

Второе условие — касание границы каверны в начальной точке:

Щ = 0

dQ (0=0,

Суммарный комплексный потенциал определяется формулой

w=v„e-* (с+ln ^+

+ j g (П In «- ?') dV +    №') In (c - -f) dl' -

1

?1

1


lnCjg(g')dE'.    (III.6.2)

где | — переменная интегрирования.

Первый член (III.6.2) представляет собой потенциал скорости обтекания неподвижного единичного круга под некоторым углом а. Второй член учитывает наличие циркуляции Г, третий и пятый члены представляют собой потенциал скоростей, вызванных источниками и стоками и расположенных на дуге круга и на оси симметрии течения (в случае развитой каверны). Четвертый и седьмой члены определяют условие непротекания через круг и горизонтальную стенку, это потенциалы скоростей от стоков, расположенных в центре круга, шестой член определяет потенциал скорости зеркально отображенных источников

161


6 В. В. Рождественский (рис. III.21, в). В частном случае частичной кавитации пятый, шестой и седьмой члены равны нулю.

Комплексную скорость течения находим путем дифференцирования (II 1.6.2) по ?:

dw т/    е"а\    , Г 1    .

V°°e    I1 S2    2ni ? +

+ -Ш is(ф>7=7$-- 4ЙС\g(ф)d(p +

0    b    О

+ ii * №') W + i 1«<r) T^T - ik    1l5'>1«'•

(III.6.3)

Для определения циркуляции Г в (II 1.6.3) составляется дополнительное условие. В силу принятого условия тонкости граница каверны совпадает с поверхностью профиля и частично с линией 1h. Критическая точка находится на границе каверны, скорость на ней должна быть конечной и равна VKi что соответствует постулату Жуковского—Чаплыгина. Скорость —щ- должна

обращаться в нуль. В частном случае частичной каверны это условие имеет следующий вид:

V e-iaU    +

00 V ?2 / + 2m ? г

+ ~к ieWjz^~iki8(4>)d(p==0 ©2 02

при ? = 1 или

Vm<nta (1 _ е2/«) +    +    _L    |    g    {ф)    _

0i 02

— 4^ JgM^p = 0,    (III.6.4)

02

где 02 — угловая координата конца каверны.

Выражая затем показательные функции через тригонометрические, после промежуточных преобразований получим уравнение для определения циркуляции

Г = - 4я1/„ sin » +114(Ф) Si" Ф Лф-

1 2 J 1 — cos ф 1

Как видно из рис. II 1.22, комплексная скорость V? = может быть представлена через проекции так:

V^Vt-iVFc == т/, — iVe.

Ik

Рис. 111.22. К выводу интегральных уравнений.

Как уже указывалось, мы считаем каверну тонкой, и поэтому полагаем, что скорости Vr и Vv малы так, что

(III.6.5)

Представим комплексную скорость в параметрическом виде. Учитывая (III.6.5), найдем

dw


dw


piO


(III.6.6)


Vr =


dt,


(I-6)

e 2    =    —    i


После подстановки (III.6.3) в выражение (III.6.6), с учетом

(III.6.4) и ряда промежуточных преобразований для частичной каверны получим:

Vz = 2Усо sin (0 - а) -    -

- J g (У) Т - с^-Ф)    ~    4^    J    g    (Ф)    (П1-6-7)

0* 0*

0i

sin (0 — ф)

Vq = 21/oc sin (0 — a) — “tj------ f g (ф)

dqr,


0    v    7    2я    4я    J 6 VY/1 - cos (0 — ф)

02

01

Vr = IS" J g d(f ¦

Принимая во внимание связь между скоростями на границе каверны на физической и вспомогательной плоскостях (III.6.1),

8)

в)

0,5


К/1

1,0


0,5

0,7485

О

..... 77

о/

%

г/ГО

о

1

0,5

к

ос*2*з№

~мл

1ш )

ОС-70,

?

Hi/

0,5    .    130

Sin ос

К

Рис. II 1.23. Результаты расчета относительной длины каверны в зависимости от угла атаки и числа кавитации.

а также выражения (III.6.5) и (III.6.6), получим интегральные уравнения для определения неизвестной функции распределения особенностей g (0):

при г = 1; О<0<2л; ?<1.    (III.6.8)

dz

Ж


Va = VK


Выражение (111.6.7) можно написать для более общего случая — развитой каверны. Интегральное уравнение (II 1.6.8) дополняется тогда уравнением

УЕ = У|=к1|-||.    (III.6.9)

Решая (III.6.9), найдем функцию распределения особенностей g (|) вдоль оси ?.

Зная распределение особенностей g (0) и g (?), легко вычислить и форму каверны.

Исходя из положений геометрии можно установить по рис. II 1.22 связь между скоростями и приращениями координат каверны:

для части каверны, расположенной на профиле,

для части каверны, расположенной за профилем,

т/ _у dv\ у dr\

где Vi определяется по выражению (III.6.7).

На рис. III.23 приведены результаты расчетов по приведенной выше схеме для частичной каверны, образованной на плоской пластинке, а также результаты экспериментов с симметричным двояковыпуклым и плоско-выпуклыми профилями.

На рис. III.23, а дана зависимость относительной длины каверны h/l от отношения sn а , где а — угол атаки; х— число

кавитации; I — длина пластинки; h — длина каверны.

На рис. III.23 даны аналогичные зависимости для двух профилей, образованных дугами круга. Там же нанесены экспериментальные точки, полученные в работе [89] для профилей, имеющих хорду 150 мм и толщину 6 мм. Как видно из рисунка, совпадение теоретических данных с экспериментальными наблюдается при h/l < 0,5. При увеличении этого отношения получается резкое расхождение результатов теории и эксперимента, что объясняется неправомочностью использования линейной теории в диапазоне значений h/l = 0,75 4-1,0.

3

V-Г    СООРУЖЕНИЕ

г л а в а    ФИЛЬТРОВОЙ ЧАСТИ

В настоящее время основным направлением работ в области заканчивания скважин является обеспечение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. Кроме того, существенное значение имеет разработка конструкций забоев скважины, позволяющих осуществить ее эксплуатацию в условиях, осложненных неустойчивостью коллектора, коррозионной средой, аномальными давлениями и температурами и т.д.

Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложненных и неосложненных условий. Наиболее распространенная из них — конструкция забоя с зацементированной эксплуатационной колонной, перфорируемой в интервале продуктивного пласта. Простота технологии ее создания привела к тому, что практически повсеместно она является основой проектирования конструкции всей скважины.

Однако такая конструкция не может удовлетворять возросшим требованиям интенсивного извлечения флюида из продуктивного пласта в условиях многообразия геологических условий и используемых технических средств для добычи нефти и газа, особенно в случае горизонтального бурения. К тому же традиционные методы обеспечения гидродинамической связи скважины с пластом при пулевой и кумулятивной перфорации нарушают целостность цементного кольца за колонной часто на значительном расстоянии от интервала перфорации, что обусловливает некачественное разобщение продуктивных пластов.

Поэтому используют такие конструкции забоев, которые удовлетворяют требованиям эксплуатации скважин в конкретных геологических условиях. Так, в устойчивых трещинных и порово-трещинных коллекторах, где и до настоящего времени в подавляющем большинстве случаев проектами предусматриваются вскрытие и закрепление цементируемой колонной продуктивной толщи, в связи с трудностями борьбы с поглощениями забои часто оставляют незацементирован-ными либо их обсаживают перфорированными потайными колоннами, оборудованными пакерующими элементами. Практика выявила положительные и отрицательные особенности такой конструкции. При ее использовании значительно упрощается технология крепления, снижаются гидродинамические нагрузки на призабойную зону. В то же время применение таких конструкций забоя исключает возможность проведения селективной обработки отдельных интервалов продуктивного разреза при борьбе с проявлениями или при работах, связанных с повышением проницаемости продуктивной зоны.

Разработка конструкции забоя добывающей скважины в трещинном коллекторе относится к числу сложных проблем. Она связана с нерешенными проблемами, возникающими как при бурении, так и при эксплуатации скважин. Необходимы нормы, регламентирующие разработку конструкции открытого забоя при заканчивании скважин, выбор ее вида в зависимости от конкретных условий залегания продуктивного объекта и физико-механических свойств горных пород.

Большое внимание уделяется разработке конструкций забоев скважин, эксплуатирующих слабосцементированные коллекторы. К основным путям борьбы с разрушением призабойной зоны можно отнести следующие: установка фильтров различных конструкций (проволочные, щелевые, гравийные и др.); создание в призабойной зоне искусственных фильтрационных сооружений; консолидация пород пласта различными материалами.

3.1. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ

ЗАБОЕВ СКВАЖИН

Создание рациональной конструкции забоя скважин — это обоснование его наружного и внутреннего диаметров, выбор типа фильтра, обоснование (констатация) характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом с учетом результатов исследования механизма проявления горного давления в ПЗП и разрушения коллектора при движении флюида пласта.

Создание рациональной конструкции забоя скважин предусматривает сочетание элементов их крепи в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным (или максимальным) дебитом, а ПЗП, не разрушаясь (или при минимальном разрушении), позволяла бы работать длительное время без ремонта.

Определяющими факторами по выбору конструкции забоя и ее параметров являются тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород ПЗП, а также наличие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением водонефтяного контакта или газовой шапки.

По геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта выделяют четыре основных вида объектов эксплуатации:

1) коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близкорасположенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;

2) коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; у кровли пласта имеется газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;

3) коллектор неоднородный, порового, трещинного, тре-щинно-порового или порово-трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с различными пластовыми давлениями;

4)    коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением; при его эксплуатации происходит разрушение пласта с выносом песка.

Следует отметить, что однородным считается пласт, литологически однотипный по всей толщине, который имеет примерно одинаковые фильтрационные показатели и пластовые давления в пропластках, насыщен газом, нефтью или водой. Пределы изменения коэффициента проницаемости к для

однородного пласта не должны выходить за границы одного из следующих шести классов: к > 1,0 мкм2; к = 0,5+1,0 мкм2; к = 0,1+0,5 мкм2; к = 0,05+0,1 мкм2; к = 0,01+0,05 мкм2; к = 0,001+0,01 мкм2.

Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвенные воды, газовые шапки или чередование газоводонеф-тенасыщенных пропластков с различными пластовыми давлениями, он считается неоднородным.

Прочными коллекторами называют те, которые сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок. Оценка устойчивости пород в ПЗП — весьма сложный и полностью не регламентированный результат исследовательских работ. Для случая эксплуатации скважин открытым забоем наиболее обоснованной, по мнению авторов, является методика, разработанная Н.М. Саркисовым и др.

Слабосцементированными коллекторами считают (М.О. Аш-рафьян) такие пласты, породы которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом. Здесь важно выдерживать депрессию на пласт в расчетных пределах. С точки зрения пластовых давлений коллекторы могут быть подразделены на три группы: grad рпл > 0,1 МПа/10 м; grad рпл = 0,1 МПа/10 м; grad рпл < 0,1 МПа/10 м.

Пласт является высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой кп или трещинной кт проницаемости соответственно более 0,1 и 0,01 мкм2.

Если напорный горизонт находится на расстоянии менее 5 м от продуктивного пласта, он считается близкорасположенным. Это условная характеристика расстояния, взятая из опыта.

Для оценки коллекторов по размеру песчаных зерен пласты разделяются по фракционному составу на мелко-, средне-и крупнозернистые с размером частиц соответственно 0,10 —

0,25; 0,25 — 0,50 и 0,50—1,0 мм.

Для оценки среднего размера d^ зерен песка пласта используется формула

d = 0,5з-G-,    (3.1)

ср    ^11aj + 1,37a 2 + 0,17a 3 + 0,02a 4

где G — сумма частных остатков на ситах, за исключением фракций, прошедших через сито с отверстиями 0,15 мм; а1, а2, а3, а4 — частные остатки с отверстиями 0,15; 0,30; 0,60; 1,20 мм.

Конструкции забоев скважин существенно различаются в зависимости от геологических условий, технических возможностей и производственного опыта в соответствующих организациях.

Наиболее часто применяют следующий тип конструкции: эксплуатационная колонна (хвостовик) спускается в ствол скважины в продуктивном пласте, цементируется, перфорируется, хотя апробированы в практике следующие четыре типа конструкций (рис. 3.1).

1.    Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфорацией (см. рис. 3.1, а).

2. Конструкция ПЗП с открытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (см. рис. 3.1, •, ,, ^).

3. Конструкция ПЗП смешанного типа. В этом случае нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией (см. рис. 3.1, д, е).

Рис. 3.1. Типы конструкций забоев скважин:

1 — эксплуатационная колонна; 2 — цементное кольцо; ные отверстия; 4 — перфорированный (на поверхности)

типа ПДМ конструкции ВНИИБТ; 6 — забойный фильтр; 7 — зона разрушения в слабосцементированном пласте; 8 — п роницаемый тампонажный материал

3 — перфорацион-фильтр; 5 — пакер

4. Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. В этом случае против продуктивного пласта устанавливают забойные фильтры (см. рис. 3.1, ж) различных типов или используют проницаемый тампонажный    материал (см.

рис. 3.1, з).

Эффективная работа призабойной зоны во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивного пласта.

В настоящее время продолжается работа в области совершенствования конструкций забоев скважин применительно, прежде всего, к осложненным условиям, обусловленным наличием слабосцементированных продуктивных объектов, зон АВПД, близкораспложенных напорных объектов, чередованием пород пласта с различной проницаемостью, необходимостью проведения различных способов интенсификации и др.

В Азербайджане в зависимости от геологических и физико-механических характеристик продуктивного пласта конструкции забоев скважин меняются от месторождения к месторождению. Конструкции забоев на месторождениях Му-радханлы (рис. 3.2) изменялись в процессе разработки. Так как залежь представлена сложным коллектором с порово-кавернозно-трещиноватым типом высокой проницаемости,

а    б    в    г    д

Рис. 3.2. Виды конструкций забоев верхнемеловых скважин месторождения Мурадханлы (Азербайджан):

1, 2 — пакеры типа ПМП конструкции ВНИИБТ; 3 — кумулятивная перфорация; 4 — гидропескоструйная перфорация

то башмак (см. рис. 3.2, а) эксплуатационной колонны устанавливался вблизи кровли продуктивного пласта, разбурива-ние которого велось до начала интенсивного поглощения бурового раствора. При спуске в открытую часть ствола скважины фильтра в виде колонны перфорированных труб башмак находился уже на значительном удалении от кровли продуктивного пласта (см. рис. 3.2, •). Если в первом случае (без фильтра) глубина вскрытия коллектора составляла примерно 30 м, то во втором — в десятки раз больше (при наличии поглощений). В этом случае для создания высоких депрессий на ПЗП и обеспечения дренирования наиболее нефтенасыщенной части пласта применяли пакеры (см. рис. 3.2, в). В случае применения перфорации конструкция забоя представлена на рис. 3.2, г, д. Недостаточную глубину прострела кумулятивными перфораторами усиливали использованием гидропескоструйной перфорации колонны или интенсифицировали приток нефти гидроразрывом пласта.

Анализ применения конструкций забоев (см. рис. 3.2) показал, что наименьшие сроки ввода скважин в эксплуатацию наблюдались при схемах а и в. Наибольшие дебиты отмечаются в скважинах с открытыми забоями.

Цементирование эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта приводило к значительному увеличению сроков освоения и существенному снижению дебитов скважин по сравнению со случаем открытого забоя. Ярким примером массивной (нефтяной) залежи с коллектором трещинного типа является месторождение Самгори-Патардзеули в Грузии. Толщина продуктивного пласта составляет 350 — 600 м, раскрытость каналов и микротрещин равна 3 — 8 мкм, у макротрещин 150 — 200 мкм. Аномально низкое пластовое давление (коэффициент аномальности 0,89) обусловливает поглощение бурового раствора, в результате чего бурение частично происходит без выхода циркуляции раствора.

Конструкции забоев скважин представлены на рис. 3.3: открытый ствол (а) или спуск в интервал открытого ствола нецементируемого хвостовика-фильтра (•), или, наконец, хвостовик-фильтр (длина фильтра 30 — 90 м), цементируемый выше фильтра (в). Эти рекомендации, к сожалению, не всегда выполняются, и используются конструкции закрытого забоя. Учитывая особенности месторождения Самгори-Патардзеули (с массивной залежью и коллектором трещинного типа), наиболее приемлемыми следует считать конструкции с открытым забоем.

Рис. 3.3. Конструкции забоев скважин в среднеэоценовых отложениях месторождения Самгори-Патардзеули (Грузия)

В Грознефти продуктивные пласты верхнемеловых отложений представлены толщей рассеченных трещинами известняков толщиной 300 — 350 м. В пределах этой толщи выделяется шесть характерных участков по значению проницаемости. При вскрытии всего 7 — 60 м (75 % фонда эксплуатационных скважин) дебиты составляют 30 — 4000 т/сут. При разработке этих залежей применяется шесть типов конструкций забоев (рис. 3.4). Во всех случаях ствол бурят до кровли продуктивного пласта и обсаживают 168-мм эксплуатационной колонной. Затем вскрывается продуктивный пласт.

Наибольшее распространение получила конструкция забоя (см. рис. 3.4, г), обеспечивающая значительную мощность (120 — 450 м) открытого ствола скважины. Хвостовик-фильтр имеет отверстия или по всей длине, или в отдельных интервалах. Конструкция (см. рис. 3.4, а) характеризуется 114-мм хвостовиком до забоя с последующим цементированием; иногда эту колонну спускают до кровли нижней пачки с последующим цементированием, остальная часть — открытый ствол (см. рис. 3.4, •). Вариант этой конструкции: в нижней части — фильтр из хвостовика, спущенного до забоя (см. рис. 3.4, ,).

Вариант (см. рис. 3.4, д) предусматривает весь ствол ниже башмака 168-мм эксплуатационной колонны открытым, а

Рис. 3.4. Конструкции забоев верхнемеловых скважин месторождений Чеченской и Ингушской Республик

вариант (см. рис. 3.4, е) частично открытым. Определяющими факторами при выборе варианта конструкции забоя скважины являются сложность освоения скважины, трудоемкость проведения изоляционных работ в случае появления пластовой воды, а также обеспечение устойчивости призабойной зоны при значительных депрессиях.

В сводовых и присводовых скважинах, где развита трещиноватость, 83,3 % скважин с открытым забоем начинают фонтанировать сразу после замены бурового (глинистого) раствора на воду. И только 16,7 % скважин требуют солянокислотных обработок.

При первом варианте конструкции забоя (см. рис. 3.4, а) такая обработка ПЗП требуется в 60 % скважин, что объясняется загрязнением пласта при цементировании.

Однако в скважинах с открытым забоем не удается ликвидировать обводнения, поэтому, как считают некоторые специалисты, конструкции (см. рис. 3.4, а — в, е) имеют преимущества.

Анализ материалов по Грознефти показал, что конструкции с открытым забоем (см. рис. 3.4, б — е) эффективны при вызове притока нефти в том случае, когда коллектор имеет развитую трещиноватость с трещинами большой протяженности и раскрытости. В случае близкорасположенных подошвенных вод целесообразно применять конструкции смешанного типа (см. рис. 3.4, б, в, е).

Отложения баженовской свиты Салымского месторождения со своими уникальными характеристиками могут считаться коллекторами нового (ранее не встречавшегося) типа: свита относится к верхнеюрским отложениям, представлена глинистыми породами при чередовании тонких прослоев и линз карбонатных и кремнистых образований. Коллекторы представлены листовыми и микрослоистыми глинами с широкоразвитыми микротрещинами.

При практикуемом вскрытии буровой раствор, и особенно его фильтрат, по системе трещин проникает столь глубоко, что пласт оказывается пропитанным фильтратом.

Опыт заканчивания скважин на Салымском месторождении показывает, что наиболее рациональной конструкцией забоя для баженовской свиты является конструкция с откры -тым забоем.

С осыпями пород приходится мириться, хотя они и нарушают нормальную работу скважин. Анализ промысловых данных показывает, что если расстояние от башмака эксплуатационной колонны не превышает 9 — 27 м, то процессы вы -зова притока и последующей эксплуатации проходят нор -мально. Если же это расстояние возрастает в 3 раза, наблюдаются интенсивные осыпи. Практика выработала следующие четыре типа конструкций забоев скважин (рис. 3.5).

Рис. 3.5. Конструкции забоев скважин на Салымском месторождении:

1, 2, 3 — пакеры соответственно ПМП-142, ПМП-140 и ПДМ-195

После уточнения геологического строения залежи и изучения причин осложнений перешли с конструкций (см. рис. 3.5,

а, б) на конструкции забоев скважин (см. рис. 3.5, б). Здесь уже применяют пакеры для изоляции продуктивного пласта от сыпучих пород и исключения перетоков пластового флюида. Если башмак 168-мм колонны располагается у кровли баженовской свиты или непосредственно в пласте, то его оборудуют заколонным пакером, чтобы избежать закупоривания цементным раствором (см. рис. 3.5, г).

Вопросы предотвращения разрушения слабосцементиро-ванных пород ПЗП при эксплуатации нефтяных и газовых скважин остаются актуальными и в настоящее время.

Промысловый опыт показывает, что рациональный путь борьбы с выносом песка — это установка фильтров. Они бывают различных конструкций: проволочные, щелевые, гравийные и др. Эффективным способом также является закрепление пород в ПЗП путем применения различных материалов: портландцементных смесей с добавками и наполнителями, смол и других органических материалов с наполнителями, химических растворов и т.д.

Существует несколько типов конструкций забоев скважин, предотвращающих вынос песка или снижающих его интенсивность и объем (рис. 3.6, а—д). Выбирают их с учетом прочности пород, технико-технологических и геологических условий. Сетчатые и проволочные фильтры быстро разрушаются агрессивными пластовыми водами. Наиболее

Рис. 3.6. Конструкции забоев скважин, предотвращающие вынос песка:

1, 2 — забойный и гравийный фильтры; 3 — центратор; 4 — расширенная часть ствола скважины; 5 — проницаемый тампонажный состав; 6 — открытая поверхность искусственного фильтра

надежными считают гравийные фильтры. Их применение в 85 — 95 % случаях дает положительные результаты, однако они не предотвращают разрушения пород и продуктивного пласта. В процессе их использования гравий в фильтре оседает и в скважину начинает поступать песок.

3.2. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТОГО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

Низкая проницаемость прочных коллекторов — залог условий выбора конструкции скважин с открытым забоем. Сюда же следует отнести условия, когда отсутствуют высоконапорные горизонты, подошвенные воды и газовая шапка (в случае нефтяной залежи). Часто конструкция открытого забоя скважин предусматривает (в случае пористых и трещиноватых коллекторов) наличие пакеров. Они устанавливаются на перфорированном хвостовике, который не цементируется.

Использование конструкции открытого забоя скважины предусматривает однородный прочный коллектор порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; коллектор по своим геолого-физическим характеристикам не может быть зацементирован без резкого и значительного ухудшения его коллекторских свойств в ПЗП.

Конструкция открытого забоя предусматривает раздельный способ эксплуатации. Коллектор должен сохранять устойчивость при создании депрессии на пласт.

Устойчивость породы в призабойной зоне скважины можно определить для следующих случаев.

1. Из пласта извлекается жидкость или газ:

осж > 2[^(рдЯ-10-6-рпл) + (Рпл-р)],    (3.2)

где осж — предел прочности пород коллектора при одноосном сжатии (определяется экспериментально), МПа; | — коэффициент бокового распора горных пород,

I = v/(1—v);    (3.3)

v — коэффициент Пуассона коллектора; р — средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м3,

n

р, — плотность горных пород i-го пласта, кг/м3; h, — толщина i-го пласта, м; п — число пластов; g — ускорение силы тяжести, м2/с; Н — глубина залегания коллектора, м; рпл — пластовое давление, МПа; р — давление столба жидкости на забое скважины, МПа.

2.    Жидкость нагнетается в пласт:

Осж > 2[|(pgH-10 — 6 —Рпл) + (р' —Рпл)],    (3.5)

где р' — забойное давление при нагнетании жидкости (р' >

> р), МПа.

3.    Движение жидкости отсутствует:

Осж > 2|(pgH-10 — 6 —рпл).    (3.6)

В табл. 3.1 приведены значения v для основных горных пород.

Рассчитаем устойчивость стенки скважины с открытым забоем.

Примем, что извлечение жидкости из продуктивного песчаника, залегающего на глубине 1500 м, имеющего прочность при одноосном сжатии осж 30 МПа и пластовое давление 15,5 МПа, предполагают вести при депрессии 2 МПа, а средняя плотность горных пород по разрезу скважины равна 2250 кг/м3.

Плотность породы по разрезу скважины р, определим следующим образом.

При заданных условиях давление жидкости на забой в период эксплуатации р = 15,5 — 2,0 = 13,5 МПа.

Коэффициент Пуассона v = 0,30 (см. табл. 3.1). Затем по формуле (3.4) вычислим | = 0,3/(1—0,3) = 0,43.

Определим условие прочности стенок скважины по выражению (3.5)

осж = 30 МПа >2[0,43(10—6-2250-9,8-1500 —15,5) + (15,5—13,5)] = = 19,1 МПа.

Удовлетворение данного условия указывает на возможность эксплуатации скважины открытым забоем.

Та б ли ц а 3.1

Средние значения коэффициентов Пуассона для некоторых горных пород

Порода

Коэффициент

Пуассона

Порода

Коэффициент

Пуассона

Глины пластичные

0,41

Известняки

0,31

Глины плотные

0,30

Песчаники

0,30

Глинистые сланцы

0,25

Песчаные сланцы

0,25

Затем сравнивают условия залегания продуктивного горизонта и его физико-механические свойства (см. приведенный выше пример).

При устойчивом и неустойчивом коллекторе, если grad рпл > 0,1 МПа/10 м, а собственно коллектор имеет поровую проницаемость кп > 0,1 мкм2 или трещинную проницаемость кт > 0,01 мкм2, применяют конструкцию открытого забоя вида, показанную на рис. 3.1, б.

Если коллектор обладает низкой поровой или трещинной проницаемостью (к п < 0,01 мкм2, к т < 0,01 мкм2), а grad рпл >

> 0,1 МПа/10 м, то при устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя вида, представленную на рис. 3.1, б, а при неустойчивом коллекторе — конструкцию забоя вида, показанную на рис. 3.1, г.

При аномально низком пластовом давлении (grad рпл < 0,1 МПа/10 м) независимо от значения проницаемости пород продуктивного объекта при устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя вида рис. 3.1, б; при неустойчивом коллекторе — конструкцию забоя вида рис. 3.1, г.

При создании конструкции забоя вида рис. 3.1, б до кровли продуктивного пласта спускают и цементируют эксплуатационную колонну, а вскрытие объекта производят с учетом пластового давления, поровой и трещинной проницаемости коллектора. При grad рпл < 0,1 МПа/10 м, кп < 0,1 мкм2 или кт < 0,01 мкм2 применяют специальные буровые растворы (растворы на нефтяной основе, пены и др.). Перед вызовом притока в случае необходимости производят обработку призабойной зоны пласта (солянокислотная обработка, гидроразрыв пласта и др.).

В случае заканчивания скважины с конструкцией забоя вида рис. 3.1, б при grad рпл > 0,1 МПа/10 м, кп > 0,1 мкм2 или кт > 0,01 мкм2 вскрытие продуктивного объекта осуществляют совместно с вышележащими отложениями, до забоя спускают эксплуатационную колонну, оборудованную в нижней части фильтром, и скважину цементируют с подъемом тампонажного раствора от кровли продуктивного пласта, для чего используют пакеры типа ПДМ конструкции ВНИИБТ.

Технология создания конструкции забоя (см. рис. 3.1, г) идентична таковой при заканчивании скважины с конструкцией забоя вида рис. 3.1, б. Дополнением ее является перекрытие неустойчивого порово-трещинного коллектора хвостовиком-фильтром. В случае если кровля продуктивного объекта сложена неустойчивыми породами и не перекрыта эксплуатационной колонной, при установке хвостовика-фильтра 90 используют заколонные пакеры ВНИИБТ, ТатНИПИнефти и других изготовителей, располагаемые в неперфорированной его части у кровли продуктивного горизонта и в башмаке эксплуатационной колонны с целью предупредить обрушения стенок скважины и зашламления открытого ствола.

Общие требования к конструкции забоя открытого типа сводятся к следующему.

1. Продуктивные пласты должны быть устойчивыми при депрессии и не разрушаться при кислотных и других методах искусственного воздействия на пласт:

Рпл - Р, s - к(рдН • 106 - Рпл).

2. В конструкциях забоев (см. рис. 3.2, б, б) башмак эксплуатационной колонны устанавливают в устойчивых непроницаемых отложениях кровли продуктивного объекта с целью изоляции вышезалегающих водных отложений, исключения осыпания пород открытого ствола и предупреждения перетоков пластового флюида в вышеразмещенные горизонты; при наличии над кровлей пласта устойчивых непроницаемых пород большой толщины башмак колонны устанавливают на расстоянии 10 — 20 м от кровли пласта.

3. В конструкциях забоев (см. рис. 3.2, б) при наличии в кровле продуктивного объекта неустойчивых отложений с целью исключения осыпания пород открытого ствола эксплуатация скважины должна осуществляться за счет применения двух заколонных пакеров типа ПМП конструкции ВНИИБТ. Один устанавливают в верхней части потайной колонны, другой — в устойчивой части кровли продуктивного объекта.

4. При конструкции открытого забоя эксплуатационная колонна цементируется с использованием пакера типа ПМД конструкции ВНИИБТ, установленного на 8—10 м выше перфорированного фильтра для предупреждения проникновения тампонажного раствора в продуктивную часть пласта.

5. Открытие продуктивного объекта при АНПД в условиях однородной высокопроницаемой массивной залежи с развитыми вертикальными разломами и расщелинами должно осуществляться до глубины залегания зоны интенсивного поглощения бурового раствора.

6.    При последовательном бурении нескольких скважин одного куста и задержке при освоении продуктивных объектов до завершения строительства запланированных скважин технология создания конструкции открытого забоя должна предусматривать исключение продолжительного воздействия бурового раствора на продуктивный пласт с целью максимального сохранения его коллекторских свойств.

7. Технология создания конструкции открытого забоя скважины должна обеспечивать выполнение без осложнений следующих операций: спуск компоновок эксплуатационной и потайной колонн с установленными на них приспособлениями; закрепление колонны в призабойной зоне, качественное вскрытие пласта и современные способы освоения; искусственные воздействия на призабойную зону с целью интенсификации притока; проведение ремонтно-изоляционных работ.

Технология создания конструкций открытого забоя скважины сводится к следующему:

при создании конструкции забоя до кровли продуктивного пласта спускают эксплуатационную колонну, а затем ее цементируют; вскрывают продуктивный объект; при grad рпл <

< 0,1 МПа/10 м, кт < 0,1 мкм2 применяют специальные буровые растворы или газообразные агенты — аэрированные буровые растворы, пены, азот, природный газ или воздух в виде тумана, не загрязняющие пласт;

сначала бурят скважину до кровли продуктивного объекта; на основе геолого-геофизических исследований определяют глубину спуска эксплуатационной колонны и месторасположение ее башмака, учитывая необходимость его установления напротив устойчивых непроницаемых отложений;

ствол скважины перекрывают эксплуатационной колонной; при grad рпл < 0,1 МПа/10 м и наличии близко расположенных от продуктивного пласта напорных горизонтов для исключения возможных перетоков флюидов на колонне устанавливают элементы колонной и заколонной оснастки, повышающие качество разобщения пластов, и заколонный пакер типа ПДМ для манжетного цементирования эксплуатационной колонны или типов ПГП и ППГ для герметизации кольцевого пространства у ее башмака;

вскрывают продуктивные отложения с использованием бурового раствора плотностью, отвечающей условиям Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях; буровой раствор утяжеляют кислоторастворимыми утяжелителями; при плотности раствора до 1300 кг/м3 применяют мел; более значительное утяжеление обеспечивают мелом и баритом или только сидеритом;

в случае проведения работ в трещинном коллекторе с аномально низким пластовым давлением при поглощении 92 скважину переводят на воду, аэрированную жидкость или пенную систему; углубляют забой на 30 — 50 м; выполняют испытание открытых отложений испытателем пластов; при наличии притока флюида скважину готовят к освоению и испытанию по принятой технологии; при отсутствии притока скважину дальше углубляют на 30 — 50 м и повторно проводят опробование продуктивного объекта испытателем пластов; эти работы проводят до получения объективной достоверной информации;

оптимальную депрессию на пласт определяют по результатам исследования скважины на разных режимах;

при использовании для вскрытия пластов буровых растворов с кислоторастворимыми наполнителями для интенсификации притока обрабатывается весь продуктивный объект раствором соляной кислоты 12 — 21 %-ной концентрации.

Технология создания конструкции забоя (см. рис. 3.2, б) такая же, как и описанной выше конструкции. Дополнительная операция при ее создании — перекрытие неустойчивого пористо-трещинного коллектора потайной колонной-фильтром. Предупреждение обвала стенок скважины и зашламле-ние открытого ствола достигается установлением заколонных пакеров конструкции ВНИИБТ, размещающихся в неперфо-рированной части потайной колонны у кровли продуктивного пласта, а также в башмаке эксплуатационной колонны. При этом порядок выполнения технологических операций по созданию конструкции забоя следующий. Выполняют работы по заканчиванию скважины бурением. Проводят комплекс геофизических исследований, включая и кавернометрию, определение интервала залегания продуктивного объекта и гидромониторное расширение ствола в указанном интервале. Расширение совершают гидромониторным перфоратором, оснащенным четырьмя насадками диаметром 6 мм, при расходе жидкости, обеспечивающем перепад давления на насадке не менее 10 МПа. Скорость подачи инструмента должна быть в пределах от 3 до 4 м/ч при его вращении на первой скорости. Раствор для предупреждения забивания насадки перфоратора тщательно очищается.

По данным кавернометрии определяют степень разрушения стенок скважины, затем делают вывод о необходимом типе конструкции открытого забоя. Он определяется в зависимости от следующих условий:

ствол устойчивый и разрушению не поддается — скважину оставляют открытой;

ствол неустойчивый, слабо уплотненные пропластки хорошо выделяются — скважину заканчивают со спуском в открытый ствол незацементированной потайной колонны-фильтра, оснащенной пакерами, которые размещены против устойчивой нерасширенной части ствола. Потайную колонну выполняют неперфорированной или в виде фильтра.

Потайную колонну-фильтр оснащают круглыми отверстиями диаметром 10 мм с расчетом 20 отверстий на 1 м или щелями. В щелевом фильтре на 1 м трубы прорезают восемь щелей длиной 100—150 мм и шириной 3 — 5 мм каждая, расположенных по кругу с углом смещения 120°. Отверстия и щели размещаются не ближе 0,6 мм от резьбовых соединений колонны. Нижнюю часть потайной колонны-фильтра оснащают муфтой с нарезанными зубцами, армированными твердым сплавом, обеспечивают их внедрение в забой и фиксацию потайной колонны при отвинчивании бурильного инструмента.

Неперфорированную потайную колонну в верхней части оснащают пакером типа ПМП а в нижней — башмачным патрубком с направляющей пробкой. В случае если башмак эксплуатационной колонны отстоит от кровли продуктивного пласта более чем на 25 м, а кровля пласта составлена неустойчивыми отложениями, потайную колонну оснащают вторым пакером типа ПМП, размещающимся ниже интервала залегания неустойчивых пород.

Осуществляется распакерование пакеров в скважине, отвинчивается и поднимается бурильный инструмент, перфорируется потайная колонна перфораторами ПНКТ73, ПНКТ89, ПР54 или ПР43 при депрессии на пласт, конкретно определенной для скважины.

Выполняются работы по вызову притока, освоению и исследованию скважин.

При создании конструкции забоя (см. рис. 3.3) при grad рпл > 0,1 МПа/10 м, кп > 0,1 мкм2 или кт > 0,01 мкм2 продуктивный горизонт вскрывают вместе с вышележащими отложениями без применения специальных растворов. Эксплуатационную колонну спускают до забоя, оснащая ее в интервале пласта-коллектора фильтром с отверстиями или щелями, а над фильтрами устанавливают пакер типа ПДМ и элементы заколонного оснащения. Последнюю трубу перед пакером оснащают чугунной заглушкой или в трубе заранее устанавливают цементную пробку. Цементируют скважину с поднятием тампонажного раствора в интервале от места установки пакера до проектной отметки. Разбуривают цементную пробку, упорное кольцо "стоп", цементный стакан и заглушку. 94

При заканчивании скважины с конструкцией закрытого типа продуктивный объект вскрывают вместе с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторские свойства пласта. В забой спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическая связь с пластом осуществляется с применением пулевой, кумулятивной или гидропескоструйной перфораций.

Технология создания конструкции забоя смешанного типа в общем аналогична. Скважину бурят до проектной глубины со вскрытием всей толщины продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спускают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близко расположенных к кровле пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования колонны ее перфорацию выполняют в интервале высокопродуктивной части объекта, а перед вызовом притока в случае необходимости обрабатывают призабойную зону пласта.

Технология создания конструкций забоя для предупреждения выноса песка основывается, прежде всего, на объединении зацементированной эксплуатационной колонны и забойного фильтра (щелевого, с проволочной обмоткой, металлокерамического, титанового), установленного в интервале перфорации. Предельно допустимая депрессия на слабосце-ментированный пласт при такой конструкции забоя определяется из выражения

Др < ™cHR*/rc),    (3.7)

где с — сила сцепления горных пород, равная 0,2—1,4 МПа; 8 — коэффициент прочности пористых каналов,

8 = шэп;    (3.8)

ЯК — радиус контура питания, принятый равным половине расстояния от ближайшей эксплуатационной скважины, м; гс — радиус скважины, м; к — проницаемость породы, мкм2; шэ, шп — соответственно эффективная и полная пористость.

Пример. Имеем гс = 0,1 м; R = 200 м; к = 0,2 мкм2; шэ = 24 %; шп = = 26 %; с = 1 МПа.

Тогда

1 • 24. 0,1ln —

Др = —26    _ 0[1- = 0,26 МПа.

6^0,2

Ширину щели Z забойного фильтра выбирают из условия Z = 3dj + d2,    (3.9)

где dj, d2 — соответственно размеры самых мелких и самых крупных зерен пластового песка, мм.

В конструкции забоя с выносом песка предупреждение выноса последнего достигается путем создания в перфорационных каналах искусственного фильтра из проницаемого тампонажного материала типа "Контарен-2". Для этого после перфорации колонны вызывают приток, отрабатывают пласт в течение 1—5 сут, проверяют проницаемость пласта и закачивают на поглощение тампонажный состав "Контарен-2".

Проницаемый полимерный тампонажный материал "Контарен-2" разработан в б. ВНИИКРнефти и включает в свой состав ТС-10, уротропин, наполнитель ШРС-С, получаемый при совместном помоле шлака, руды и соли (хлористого натрия), и водный раствор едкого натра. Начальная прочность материала на сжатие составляет не менее 6 МПа, а после вымывания из него соли — от 3,5 до 5,0 МПа. Соответственно проницаемость камня равна 0,12 — 0,20 и 1—5 мкм2.

Вымывание солевого наполнителя осуществляется при прокачивании через искусственный фильтр водных растворов ПАВ с концентрацией 0,5 —0,1 % из расчета 1—2 м3 на 1 м интервала перфорации.

Материал устойчив к воздействию кислот и не разрушается при температуре до 200 °С.

Предельная допустимая депрессия на пласт после крепления призабойной зоны составом "Контарен-2" не должна превышать 3 МПа.

3.3. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ

СМЕШАННОГО ВИДА

Конструкции забоя смешанного вида используются в однородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; при наличии близкорасположенных напорных горизонтов или газовой шапки у кровли пласта, а также низких значениях поровой или трещинной проницаемости пород (соответственно кп <

< 0,01 мкм2 или кт < 0,01 мкм2); если коллектор сложен прочными породами, сохраняющими устойчивость при создании депрессии на пласт при эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта.

Выбор конструкции забоя смешанного вида предусматривает устанавливание соответствия условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта с учетом его физикомеханических свойств; оценку по выражению (3.5) устойчивости пород призабойной зоны пласта.

При устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя вида (см. рис. 3.1, д), а при неустойчивом коллекторе — конструкцию забоя вида (см. рис. 3.1, е).

Технологии создания конструкций забоев вида (см. рис. 3.1, д, е) по существу аналогичны. Скважину бурят до проектной глубины со вскрытием всей мощности продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спускают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близкорасположенных у кровли пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования колонны ее перфорируют в интервале высокопродуктивной части объекта, а перед вызовом притока в случае необходимости осуществляют обработку призабойной зоны пласта. В отличие от конструкции забоя (см. рис. 3.1, д) в конструкции вида (см. рис. 3.1, е) открытый забой, представленный неустойчивыми коллекторами трещинного или порово-трещинного типа, перекрывают потайной колонной-фильтром.

3.4. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ

ЗАКРЫТОГО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

Конструкции с закрытым забоем применяют для крепления неоднородных коллекторов с целью изолировать близкорасположенные пласты в неоднородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, в котором отмечается чередование устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с различными пластовыми давлениями, в случае если коллектор характеризуется высокими значениями поровой кп или трещинной кт проницаемости пород (кп > 0,1 мкм2 или кт > 0,01 мкм2), а также для обеспечения совместной, раздельной или совместно-раздельной эксплуатации объектов.

При выборе конструкции закрытого забоя (см. рис. 3.1, а) устанавливают соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта общепринятым положениям.

Расчет основных элементов конструкции закрытого забоя производится в соответствии с действующими руководящими документами.

При заканчивании скважины с конструкцией забоя (см. рис. 3.1, а) продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию.

3.5. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА

Эта конструкция забоев применяется для предотвращения выноса песка в слабосцементированном коллекторе, представленном мелко-, средне- и крупнозернистыми песчаниками и характеризующемся разрушением призабойной зоны пласта и выносом песка при эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта.

Допустимую депрессию Др на слабосцементированный пласт в конструкции забоя (см. рис. 3.1, ж) определяют из выражения (3.7).

Ширину щелей Z забойного фильтра выбирают по условию (3.9).

Применяют и проницаемый полимерный тампонажный состав "Контарен-2".

Конструкцию забоя для предотвращения выноса песка выбирают в следующем порядке. Устанавливают соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта. Определяют средний фракционный состав пластового песка по следующей схеме.

Просушивают в сушильном шкафу до постоянного значения пробу песка массой 1,2—1,5 кг, из которой отбирают

1 кг песка и производят его рассев на ситах с размером ячеек 1,2; 0,6; 0,3 и 0,15 мм, фиксируя при этом частные и полные остатки на ситах. Результаты рассева вносятся в табл. 3.2 аналогично тому, как показано ниже.

По формуле (3.1) определяют средний размер зерен песка:

d^ = 0,5 а-50-= 0,24 мм.

р    ^11 • 40 + 1,37 • 5 + 0,171 • 2,5 + 0,02 • 2,5

Рис. 3.7. Схема выбора конструкции забоя скважин 98


Результаты рассева песка

Размеры ячеек сит, мм

Частные остатки на ситах

Полные остатки на ситах, %

часть

%

1,2

25

2,5

2,5

0,6

25

2,5

5

0,3

50

5

10

0,15

400

40

50

< 0,15

500

50

Песок является мелкозернистым.

В скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками используют конструкцию забоя вида рис. 3.1, ж. В скважинах с мелкозернистым песчаником применяют только конструкцию забоя вида рис. 3.1, з, которая может быть использована в скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками.

Конструкция забоя вида рис. 3.1, ж включает зацементированную эксплуатационную колонну и забойный фильтр (щелевой, с проволочной обмоткой, металлокерамический, титановый), установленный в интервале перфорации. Предельно допустимую депрессию на пласт при эксплуатации скважины определяют согласно условию (3.8). Ширину щелей забойного фильтра устанавливают в соответствии с формулой (3.9).

Конструкция забоя вида рис. 3.1, з отличается от предыдущей конструкции тем, что забойный фильтр не устанавливают, а вынос песка предотвращают путем создания в перфорационных каналах искусственного фильтра из проницаемого тампонажного материала "Контарен-2". Для этого после перфорации колонны осуществляют вызов притока, отрабатывают скважину в течение 1—5 сут, проверяют приемистость пласта и закачивают на поглощение тампонажный состав "Контарен-2". Предельно допустимая депрессия на пласт после крепления призабойной зоны составом "Контарен-2" не должна превышать 3 МПа.

Общая схема выбора конструкции забоя скважины для коллекторов различных типов с учетом влияния основных факторов приведена на рис. 3.7.

3.6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ КРЕПИ В РЫХЛЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

При заканчивании (освоении) и особенно при эксплуатации скважин, продуктивные коллекторы которых 100

представлены слабосцементированными породами, часто наблюдается вынос песка. В скважине образуются песчаные пробки. По М. Маскету, при образовании песчаных пробок, проницаемость которых в 200 раз больше проницаемости пласта, дебит нефти тем не менее снижается на 34 %. Этот песок содержит до 5 % нефти, и при его удалении возникают проблемы — загрязняется окружающая среда; песок отлагается в трубопроводах, наземном оборудовании; идет его эрозия. Этот вид осложнений почти повсеместен. Только на месторождениях Азербайджана ежегодно проводят около 100 тыс. ремонтов и более 200 скважин ежегодно выводится из действующего фонда. По зарубежным публикациям, вынос песка является важной проблемой, особенно в таких нефтедобывающих регионах, как Калифорния, северная часть Мексиканского залива (США), Канада, Венесуэла, Тринидад, Западная Африка, Индонезия и др.

Эта проблема существует и на Кубани, а при разработке месторождений на заключительной стадии она приобретает первостепенное значение.

Вынос песка — причина образования каверн и смятия колонн.

Особую актуальность эта проблема приобрела с развитием термических методов добычи высоковязких нефтей, так как снижается вязкость нефти и повышается ее текучесть. В этом случае рыхлые коллекторы теряют цементирующее связующее вещество — вязкую нефть. При плановых и аварийных остановках, когда нагнетание теплоносителя прекращается, обратный поток теплоносителя поступает в нагнетательные скважины и выносит механические примеси. Это также приводит к образованию песчаных пробок в скважинах и препятствует нормальной закачке теплоносителя.

Существующие методы эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями, можно условно разделить на две группы: эксплуатация скважин с выносом песка из пласта; предотвращение выноса песка из пласта.

В первой группе разработаны способы ликвидации песчаных пробок, а также мероприятия по обеспечению выноса поступающих из пласта частиц на поверхность: применение полых штанг, спуск хвостовиков в пределы продуктивной зоны, подлив жидкости и т.п. Для борьбы с абразивным износом подземного оборудования созданы всевозможные конструкции сепаратов, якорей и других защитных устройств. Основной недостаток метода — разрушение призабойной зоны пласта.

Более эффективны методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых лежит принцип предотвращения выноса песка в скважину.

Наиболее простым является способ ограничения отборов жидкости из скважины, позволяющий уменьшить поступление песка в скважинах, однако при этом резко сокращаются дебиты нефти.

Более рациональным представляется крепление пород пласта в призабойной зоне скважин, для чего применяют химические, физико-химические и механические методы и их комбинации.

Химические методы основаны на искусственном закреплении горных пород вяжущими и цементирующими веществами; смолами, цементом с соответствующими наполнителями, пластмассами и т.д. Их эффективность определяется обеспечением после крепления достаточной устойчивости пород без значительного ухудшения их коллекторских свойств.

К физико-химическим относятся методы закрепления коллекторов путем коксования нефти в призабойной зоне. Эти методы особенно эффективны при добыче тяжелых высоковязких нефтей.

Наиболее простыми и доступными методами являются механические, получившие наибольшее распространение. К ним относится оборудование нефтяных скважин противопесоч-ными фильтрами различной конструкции.

3.6.1. ПРОТИВОПЕСОЧНЫЕ ФИЛЬТРЫ

Определились три основных направления в технологии оборудования скважин фильтрами (механический метод).

1.    Оборудование обсаженных добывающих скважин вставными фильтрами. Фильтр, как правило, устанавливают на забое скважины в интервале перфорации с пакером, находящимся выше верхних отверстий интервала перфорации. Разновидностью данной технологии является вариант подна-сосной установки противопесочного фильтра. В этом случае достигается защита глубинно-насосного оборудования, но не предотвращается вынос механических примесей из призабойной зоны.

2.    Создание гравийных фильтров в процессе заканчивания скважин бурением. Скважина работает с открытым стволом, в расширенном интервале которого установлен противопе-сочный фильтр. Между фильтром и пластом закачивают гра-102 вий, который состоит из крупнозернистого отсортированного кварцевого песка.

3. Предотвращение пескопроявлений в паронагнетательных скважинах. Здесь конструкция фильтров имеет отличия, связанные с особенностями работы паронагнетательных (пароциклических) скважин.

Во всех приведенных технологиях основным звеном является фильтр-каркас.

Анализ работы противопесочных фильтров, выпускаемых отечественной и зарубежной промышленностью и используемых в нефтепромысловой практике, показал, что они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

обладать необходимой механической прочностью и достаточной устойчивостью против коррозии и эрозионного воздействия;

обеспечивать создание надежной гидродинамической связи с пластом и суффозийную устойчивость пород в призабойной зоне;

позволять проводить механическую или химическую очистку фильтра (регенерацию) без извлечения его из скважины.

Применяют различные конструкции фильтров: блочного типа; с круглыми и щелевыми отверстиями, расположенными в вертикальных и горизонтальных плоскостях; с фильтрующей поверхностью из сеток.

Наиболее эффективными считаются каркасные фильтры с горизонтальными щелями, у которых меньше сопротивление и влияние интерференции отверстий.

Основными параметрами фильтра, определяющими размер выносимых частиц, являются, при прочих равных условиях, размер и форма фильтрационных отверстий и геометрия элементов фильтрующей оболочки. Размеры проходных отверстий зависят от фракционного состава песка и формы отверстий фильтра. Единого мнения в выборе размера отверстий (щелей) пока не существует.

Однако можно сделать следующие выводы.

1. При подборе противопесочных фильтров для скважин с обсаженным стволом необходимо ориентироваться не только на фракционный состав пластового песка с целью определения оптимального размера щели, но и также для формирования естественной набивки из пластового песка с высокой проницаемостью в системе пласт — перфоканал требуется учитывать значение кольцевого зазора между фильтром и обсадной колонной.

2. Сравнительный анализ проволочных фильтров с круглым и трапецеидальным профилем фильтрующей обмотки показал, что гидродинамические параметры лучше у фильтров с круглым профилем проволоки, а пескоудерживающие характеристики, в том числе сводообразование, — у фильтров с трапецеидальным профилем проволоки.

3. Противопесочные фильтры с титановыми фильтроэле-ментами показали хорошие результаты в условиях, имитирующих пласты с содержанием глинистых частиц не более 10 %.

4. Фильтры с элементами из металлорезины рекомендованы к использованию в паронагнетательных скважинах и при пароциклической обработке скважин.

Наиболее эффективным и перспективным механическим способом предотвращения пескопроявлений является создание гравийных фильтров в процессе заканчивания скважин бурением. Сущность технологии заключается в следующем. Скважина бурится и крепится до кровли продуктивного горизонта, после чего продуктивный пласт вскрывается долотом меньшего диаметра. После этого проводятся расширение ствола скважины в продуктивном интервале, спуск фильтра с учетом перекрытия продуктивного интервала и закачка гравия (крупнозернистого отсортированного кварцевого песка) в расширенный интервал между пластом и фильтром. Важное значение имеет правильный подбор диаметра гравия. Анализ отечественных и зарубежных работ показал, что оптимальным является соотношение

ёТр = f^6)^

где ётр — диаметр гравия; D50 — диаметр зерен 50%-ной фракции кривой механического состава пластового песка.

За рубежом для этого способа имеются различные технологии намыва гравия, разработаны жидкости, не снижающие продуктивности пласта, выпускается серийное оборудование для расширения продуктивных интервалов пластов и регенерации фильтров без извлечения их на поверхность, дающее возможность заменять гравий в случае необходимости. Выпускают высококачественные сварные фильтры из нержавеющей профилированной проволоки трапецеидального сечения, которые могут быть использованы как самостоятельно в качестве вставных фильтров, так и в качестве каркасов гравийных фильтров.

Наибольших успехов в создании техники и технологии предотвращения пескопроявлений с помощью гравийных фильтров за рубежом достигли фирмы "Тип Петролеум", 104 "Лайенс", "Локомэтик" (США), "Нагаока" (Япония), "Шлюм-берже" (США — Франция) и др.

Фирмой "Тип Петролеум" были проведены работы по оборудование 14 скважин месторождения Сан-Арго (округ Монтеррей, штат Калифорния) гравийными фильтрами. В результате возросли темпы отбора нефти, которые до установки гравийных фильтров из-за выноса песка были ограниченными. Данные свидетельствуют об увеличении среднесуточной добычи нефти и жидкости. Общий прирост среднесуточной добычи нефти и суммарных темпов отбора нефти (после создания гравийных фильтров) соответственно составил 46 и 72 %. Стоимость ремонтов, связанных с пескопроявлениями, снизилась на 49 %.

Опыт создания гравийного намывного фильтра с использованием оборудования фирмы "Лайенс" в промысловых условиях был осуществлен на скв. 22 Южно-Бугундырского участка.

Создание фильтра осуществлялось в процессе бурения скважины. Эксплуатационная колона диаметром 168 мм была спущена на глубину 168 м при забое 200,3 м и зацементирована с помощью манжетной заливки. Затем расширили диаметр пилотного ствола скважины до 240 мм и в интервале расширения до глубины 192,5 м установили проволочносварной каркас фильтра. Через затрубное пространство было намыто 2050 кг гравия, после этого зафильтровое пространство запакеровали и освоили скважину. При освоении скважины и в процессе опытной эксплуатации выноса песка не наблюдалось.

Затем были проведены испытания оборудования по созданию противопесчаных гравийных намывных фильтров на месторождении Хорасаны (Азербайджан) в скв. 32, 3416, 3527.

В скв. 32 эксплуатационная колонна диаметром 168 мм была спущена на глубину 275,5 м, затем до глубины 317 м скважину бурили долотом диаметром 140 мм. После этого была проведена установка гравийного фильтра, включая следующие работы:

расширение диаметра ствола скважины до 240 мм в продуктивном интервале 277,5 — 283,6 и 284 — 302 м, причем в качестве бурового раствора использовали нефть средней вязкости 125 мПа-с;

установка фильтра-каркаса на глубине 277,5 — 302,9 м;

намыв гравия в количестве 1550 кг.

В процессе проведения работ выявилось, что расширитель при использовании нефти в качестве бурового раствора работает хорошо. Расширитель снабжен сменными лапами с шарошками для грунта средней твердости, поэтому интервал пласта 283,6 — 284,0 м с породами большей твердости расширить не удалось. Зубья шарошек оказались очень изношенными. В остальном интервале процесс расширения прошел нормально.

Намыв гравия производился с использованием керосина. Оборудование работало хорошо, степень уплотнения гравия высокая. В скважине в начале намыва гравия происходило поглощение керосина и намыв проводился без циркуляции. Оборудование не было приспособлено к работе в этих условиях: в смесителе невозможно было поддержать нормальную концентрацию гравия — 100 г на 1 л жидкости, а при большей концентрации забивался гравием кроссовер, что дважды произошло в процессе намыва на скв. 32.

Таким образом, на месторождении Хорасаны при создании противопесочных гравийных намывных фильтров были применены следующие технологические приемы: нагнетание гравия по трубам с использованием кроссовера и циркуляционной муфты, нагнетание гравия по пространству, расширение продуктивного интервала и создание гравийной набивки, распакеровка пакеров различных типов, использование воды и пластовой нефти в качестве рабочей жидкости для расширения продуктивного интервала, намыв гравия на воде и керосине.

ВНИПИтермнефтью была разработана технология предотвращения пескопроявлений в добывающих скважинах с помощью противопесочных фильтров с гравийной набивкой применительно к условиям месторождения Каражанбас. Характеристика технологического процесса

Способ эксплуатации.......................................................... Фонтанный и механи

зированный

Способ воздействия на пласт........................................... Термический

Глубина скважины, м....................................................................................................................300 — 350

Давление пластовое, МПа....................................................................................................3,0 — 4,2

Толщина пласта, м................................................................................................................................10 — 30

Температура пласта, °С..............................................................................................................25 — 200

Депрессия на пласт, МПа......................................................................................................0,3 — 3,0

Число перекрываемых продуктивных интервалов.... 1—2

Вид забоя.................................................................................. Открытый

Динамическая вязкость нефти, Па-с............................................................0,3—1,0

Плотность нефти, кг/м3............................................................................................................920 — 940

Обводненность продукции, %....................................................................................0,3 — 99,5

Технология включает следующие основные операции: бурение скважины и крепление ствола до кровли пласта;

вскрытие продуктивного пласта долотом меньшего диаметра;

проведение комплекса промыслово-геофизических работ, выделение интервала расширения ствола скважины, отбор керна из продуктивного интервала и определение гранулометрического состава песка;

расширение (увеличение диаметра) ствола скважины в выбранном продуктивном интервале, кавернометрия и определение объема расширенной части;

определение количества гравия для намыва фильтра, выбор диаметра гравия;

замена бурового раствора в стволе скважины на жидкость намыва, спуск компоновки фильтра и подвеска его с расчетом перекрытия каркасом фильтра расширенного интервала (рис. 3.8);

подготовка наземного оборудования; намыв гравия;

контроль качества намытого фильтра; освоение скважины.

Особенностью разработанной технологии является намыв гравия по затрубному пространству. При этом гравий засыпается в емкость смесителя 2 (рис. 3.9), насосом подается жидкость намыва, гравийно-жидкостная смесь под давлением поступает в затрубное пространство через устьевую головку 1 (см. рис. 3.8). На каркасе фильтра 9 (см. рис. 3.8) гравий отфильтровывается и остается на забое, а жидкость по трубам возвращается на поверхность через вертлюг 4 (см. рис. 3.8) и по трубопроводу 5 поступает в емкость 6 и далее на прием насоса. В отличие от технологии намыва по трубам в этом случае отсутствует такое оборудование, как комбинированный инструмент и циркуляционная муфта. Устраняется опасность прихвата комбинированного инструмента в циркуляционной муфте при закачке гравия.

При установке компоновки фильтра в расширенном интервале применена более простая конструкция пакера, позволяющая работать в скважинах с различной толщиной стенки обсадной колонны.

Один из основных показателей качества выполненной гравийной набивки — ее плотность. Обычно уплотнение набивки осуществляется путем вибрационного воздействия на хвостовик фильтра, что связано с повышением трудоемкости работ. Существенной особенностью разработанной технологии является гидродинамическое уплотнение гравийной набивки, осуществляемое путем прокачки жидкости через слой

Рис. 3.8. Схемы оборудования скважины при намыве гравийного фильтра без пакера (а) и с пакером (а):

1 — промывочная устьевая головка; 2 — НКТ или бурильные трубы; 3 — обсадная колонна диаметром 168 мм; 4 — переводник с левой резьбой; 5 — ниппель-переводник пакера; 6 — переводник; 7 — центратор пружинный; 8, 12 — НКТ диаметром 89 мм; 9 — секция фильтра; 10 — НКТ диаметром 48 мм; 11 — зона гидродинамического уплотнения гравия; 13 — башмак-заглушка; 14 — захватное приспособление; 15 — пакер

гравия. При этом внутри секций фильтра 9 (см. рис. 3.8) до заглушки-башмака 13 спускается труба 10.

Жидкость, отфильтрованная от гравия, проходит по кольцевому пространству между трубой 10 и внутренней поверхностью секции фильтра 9 (см. рис. 3.8). Площадь поперечного

Рис. 3.9. Схема обвязки наземного оборудования:

1 — цементировочный агрегат ЦА-320; 2 — смесительная установка; 3 — промывочная устьевая головка; 4 — вертлюг; 5 — шланг; 6 — емкость

сечения его очень мала, поэтому часть жидкости проходит по слою гравия и уплотняет набивку.

Технологией предусматривается создание резерва закачиваемого гравия не менее 10 % его расчетного количества. Резерв предназначен для предотвращения нарушения сплошности гравийной набивки в результате уплотнения гравия и выноса части пластового песка в процессе освоения скважин.

По данной технологии были оборудованы 15 добывающих скважин месторождения Каражанбас и две скважины месторождения Кенкияк, которые работают устойчиво, со значительным сокращением выноса механических примесей по сравнению со скважинами, не оборудованными гравийным фильтром. Результаты работы некоторых скважин приведены в табл. 3.3.

Компания "Би энд Дабл Ю” (США) разработала способ гравийной набивки и наземное и внутрискважинное оборудование (рис. 3.10). Для создания такого фильтра проводят следующие операции. В скважину, ствол которой расположен в зоне продуктивного пласта, спускают перфорированный х во-стовик 8 со щелями размером, подобранным в зависимости от размеров частиц гравия и песка. Хвостовик оснащают центраторами 6 и устанавливают в скважине концентрично. На бурильных трубах 1 закреплены пакерующий элемент 3 с парными подшипниками, специальная подвеска 4 и полый

Результаты применения новой технологии по борьбе с пескопроявлениями

Номер

скважины

Средний дебит скважин, т/сут

Количество механических примесей*, %

Обводненность, %

Число ремонтов, связанных с пескопро-явлением

Месторо

ждение

2016

5,8

0,01

68,0

Нет

Кенкияк

2018

10,1

0,01

12,5

"

487

3,0

Следы

0,56

Каражанбас

450

5,0

"

0,28

433

4,8

"

0

377

5,8

0,07

0

714

2,4

0,02

-

379

2,7

0,08

537

2,1

Следы

0

3527

1-1,5

"

Хорасаны

* Вынос механических примесей по скважинам-аналогам, не оборудо

ванным гравийными фильтрами, составил по месторождениям 0,4 %; Каражанбас — 0,3 — 0,4 %; Хорасаны — 0,6 %.

Кенкияк —

вал 5 с вибраторами 7, располагаемыми в хвостовике через каждые 18 м, начиная от низа колонны. Благодаря пакерую-щему элементу достигается герметизация кольцевого пространства при вращении бурильных труб и вала с вибраторами. В пределах пакера внутренняя полость бурильных труб разделена так, чтобы можно было направить поток жидкости с гравием за потайной колонной. Гравий 9 осаждается, а жидкость-носитель через щели фильтра поступает в вал с вибраторами, поднимается вверх и через отверстие 2 над пакером выходит в кольцевое пространство. Вибраторы способствуют уплотнению гравия за хвостовиком.

Окончание заполнения затрубного пространства отмечается повышением давления в стояке. После этого снижают давление в пакере, промывают скважины и удаляют излишки гравия. Из скважины извлекают бурильный инструмент с пакером, подвеской и вибраторами. По данным фирмы, способ создания гравийного фильтра в отдельных случаях способствует увеличению дебита скважин в 30 раз и предотвращает вынос песка с размером частиц более 25 мкм.

Эффективность работы гравийного фильтра зависит от соотношения между размерами гравия    и зерен пластового

песка. Ранее считалось, что максимальный размер гравия должен быть в 10 раз больше размера зерен пластового песка, соответствующего 10%-ному остатку при ситовом анали-

Рис. 3.10. Схема создания гравийного фильтра по способу фирмы "Би энд Дабл Ю"

зе. В дальнейшем пришли к выводу, что минимальный размер гравия должен быть в 4 раза, а максимальный — в 6 раз больше размера зерен пластового песка, соответствующего 10%-ному остатку при ситовом анализе.


При соотношении средних размеров гравия и зерен песка более 14 песок проходит через фильтр, не задерживаясь.

Эрозия внутрискважинного оборудования в этом случае резко возрастает.

Снижение проницаемости гравийной набивки наблюдается при соотношении указанных размеров в пределах 6—14, поэтому данное соотношение рекомендуется принимать равным 5 — 6. Гравий должен не менее чем на 95 % состоять из кварца и силикатных минералов.

Основные этапы создания гравийного фильтра в открытом стволе — расширение ствола, спуск и подвеска потайной колонны, намыв гравия.

Ствол расширяют для создания гравийного фильтра толщиной 75—100 мм.

При этом необходимо применять буровые растворы, не загрязняющие пласт. При установке гравийных фильтров только в интервале залегания продуктивных пластов намыв гравия должен предшествовать цементированию непродуктивных зон. Такая последовательность операций подсказана промысловой практикой.

Конструкция забоя скважины (см. рис. 3.1, ж) предусматривает спуск до забоя и перфорацию обсадной колонны. Существующие методы перфорации способствуют деформированию как собственно колонны, так и окружающих ее горных пород. Это создает условия для возникновения и развития процесса пескопроявления.

При перфорации ударные воздействия на колонну в кумулятивной струе, по зарубежным данным, достигают 2800 МПа, поэтому возможны деформация фильтровой части скважины и нарушение целостности призабойной зоны. Такие же на-

л

У

So

S."

Типовая

§

и

Осложнения

конструкция

скважины

52

1

а-

§ § и к

Плотное

растворе

630 мм 426 мм 273 мм 146 мм

Неустойчи

"II

вость стенок

20-30 м ¦ ¦

Балахан-

скважины

100 м I

500

ская

свита

Поглощение

бурового

«О

1

¦

раствора

1

Свита

>

700 м

1000

перерыва

Сужение ствола, осыпи,

1

нкг

нкп

обвалы, нефте-

1500

Кирма-

кинская

свита

газопроявления, поглощения бурового раствора

ПК

кас

1800 м

Рис. 3.11. Геолого-технические условия бурения скважин на месторождениях Нефтяные камни (а) и Грязевая Сопка (а)

грузки испытывает колонна и при пулевой залповой перфорации.

Влияние этой операции на деформирование эксплуатационной колонны исследовалось в ряде работ, в которых показано, что нарушение колонны имеет вид сквозных трещин, а цементная оболочка способствует сохранению целостности обсадной колонны, принимая на себя 23 % всей энергии расширяющихся газов.

Измерения показали, что после первого залпа диаметр перфорированной части обсадной колонны увеличивается на б

Глубина, м

Стратиграфи чес-кая колонка

Осложнения

Плотность бурового раствора, г/см 3

§

§

Го

Типовая

конструкция

скважины

? ? ^ § § § чо fV-i чо Сч К.

> ^

500

Балахан-

ская

свита

Поглощение бурового раствора вплоть до катастрофического

1,18-1,2

¦

40 м

¦ 1

100 м ¦

1

1000

Свита

перерыва

Неустойчи

1,4

800 м

нкг

вость стенок

1,6

нкп

ствола скважины (осыпи, обвалы), нефтегазопро-явления, погло

1500

Кирма-

кинская

свита

1,75

щения бурового раствора

ПК

1,9

1800 м

кас

6 — 7 мм, а при повторном перфорировании диаметр колонны увеличивается до 10 мм.

Рассматривая работу колонны во взаимосвязи с цементным кольцом и окружающими горными породами, приходим к выводу, что перфорация обсадной колонны приводит к разрушению приствольной зоны. Поэтому применение такой конструкции забоя в скважинах со слабосцементированными коллекторами всегда сопряжено с пескопроявлением.

Анализ конструктивных особенностей забоев скважин других типов показывает, что все они имеют искусственно созданный фильтрационный массив, который контактирует с продуктивным пластом и, следовательно, подвержен воздействию сил горного давления и суффозионных процессов, которые обусловливают кольматацию или эрозионное разрушение призабойной зоны.

Искусственный фильтр должен находиться в эксплуатации длительное время, тогда совершенно очевидно, что его устойчивость во времени связана с проявлениями таких факторов, как действие сил горного давления в приствольной зоне, изменение прочностных характеристик горных пород продуктивного пласта, деформация и разрушение его при извлечении флюида. Все это определяет рабочие нагрузки на элементы конструкции фильтра.

Типичный пример месторождений в СНГ со слабосцемен-тированными коллекторами — месторождения Нефтяные Камни и Грязевая Сопка. Геолого-технические условия и типовые конструкции скважин этих месторождений приведены на рис. 3.11.

На месторождениях Нефтяные Камни и Грязевая Сопка скважины заканчивают с использованием буровых растворов на водной основе плотностью 1,50—1,90 г/см3. Пластовое давление здесь близко к гидростатическому, поэтому бурение сопровождается поглощением бурового раствора и обвалами пород. Высокого качества цементирования скважин достичь невозможно вследствие наличия толстой глинистой корки против высокопроницаемых пород. Отрицательное влияние оказывает также значительная кривизна скважин, достигающая 35°.

При вызове притока из пласта в процессе освоения скважины допускается большая депрессия на пласт, а при вводе в эксплуатацию минимальные абсолютные значения депрессии на пласт составляют 1,0—1,3 МПа, хотя допустимые ее значения с точки зрения предотвращения выноса песка, находятся в пределах 0,2 — 0,4 МПа. Это является причиной быстрого разрушения цементирующего материала пород, слагающих пласт-коллектор, в процессе эксплуатации скважин и обильного выноса песка. В продукции скважины содержание песка достигает 3—10 %. По фракционному составу выносимый песок с размером частиц 0,01 мм и более оставляет 52 %, с размером частиц 0,01 мм и менее — 48 %.

3.6.2. ГРАВИЙНЫЕ НАБИВКИ

В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ

Положительные результаты применения способов регулирования пластового давления в скважинах с

большими искривлениями приобрели большое значение по мере увеличения числа таких законченных скважин. Здесь рассматривается современная технология жидкостных, гравийных и фильтровых уплотнений и предлагаются практические методы и направления для будущих исследований.

Правильно подобранные гравийные набивки более эффективны по сравнению с простым размещением гравия в кольцевом пространстве перфорированной обсадной трубы. Следует внимательно следить за тем, чтобы причинить минимальный ущерб породе во время бурения, цементирования, перфорации и расширения ствола скважины. Многие параметры, которые неизвестны или не могут быть известны в стволе, могут иметь большое значение для успешного закан-чивания скважин. Некоторые неизвестные параметры могут быть получены на основании модельных исследований и лабораторных испытаний. Важно, чтобы такая информация получалась с использованием представительных условий, с уточнением на основании результатов полевых испытаний.

Существуют противоречивые сведения о лучших способах гравийных уплотнений в имеющих большой угол наклона (более 60°) скважинах, в которых интервалы заканчивания превышают по длине 30 м. Модельные исследования могут пролить некоторый свет на проблемы транспорта гравия при таком типе заканчивания; однако относительно короткие модели, которые недостаточно моделируют утечку жидкости, не помогли при решении какой-либо важной проблемы.

Правильно подобранные гравийные уплотнения должны включать гравийные уплотнения, измеренные с необходимой точностью, — гравий, плотно уложенный по всему интервалу заканчивания и удерживаемый на месте фильтром для прекращения поступления из пласта песка.

Гравийные уплотнения в обсаженных стволах должны иметь достаточное количество гравия вне обсадной трубы для того чтобы обеспечить такое положение, когда все перфорационные отверстия заполнены гравием. Размеры и число перфорационных отверстий должны быть достаточными для сведения к минимуму ограничения потока жидкости через перфорированные проходы, заполненные гравием. Стоимость гравийного уплотнения должна быть возмещена в течение приемлемого времени добычи, причем движение песка породы необходимо регулировать в течение всего периода эксплуатации коллектора.

Если эти условия не выполняются, то результаты получатся ниже оптимальных. Многие гравийные уплотнения экономически оправданы, однако если они не смогут контролировать поступление песка в течение длительного времени или ограничить темп его движения, то перспективные экономические результаты будут далеки от желаемых. Поскольку горизонтальные и наклонные (более 60°) скважины, имеющие протяженные интервалы заканчивания, являются более дорогостоящими с точки зрения бурения и заканчивания (по сравнению с более короткими вертикальными скважинами), то при определении успешности бурения предпочтение следует отдавать экономическому фактору.

Можно точно следовать указаниям по механической конструкции гравийного уплотнения и, однако, не добиться успеха вследствие неправильного размещения и технологии выполнения уплотнения. Если гравий не уплотнен по всему продуктивному интервалу, то в уплотнении могут появиться изъяны или песок из породы может попасть в пространство, окружающее фильтр до укладки на него гравия, что приводит к выходу устройства из строя.

Водяные сальники и уплотнения из соляного раствора. Обычные методы гравийного уплотнения с использованием воды были взяты из практики строительства водяных колодцев. Гравий добавляют к воде и закачивают в кольцевое пространство перфорированной обсадной трубы; скорость закачивания обычно составляет от 17 до 56 м3/ч.

Вода недостаточно эффективно доставляет гравий в кольцевое пространство и через перфорационные каналы в длинных и пробуренных под углом более 60° скважинах из-за ее низкой вязкости. Кроме правильно подобранных конструкций труб и фильтров необходимо, чтобы скорость жидкости была достаточно высокой для переноса гравия через рабочую колонну труб в кольцевое пространство перфорированной обсадной трубы и для вытеснения песка в виде "дюн", образующихся под воздействием силы тяжести, по направлению к концу фильтра, а также для выноса гравия через перфорации для заполнения пустот за обсадной колонной.

Исследования с использованием моделей длиной 3,6 и 30 м показали, что гравий может быть уплотнен в кольцевом пространстве обсадной трубы при использовании воды, если потери жидкости в фильтр ограничить с помощью удлиненной хвостовой трубы или перегородки. Этот эффект может быть усилен путем использования фильтра селективного отделения и уплотнения внутреннего кольцевого пространства, являющегося основой перфорированной трубы с фильтрующей 116 сеткой. Однако переток жидкости к пласту будет также мешать переносу гравия.

При использовании воды для уплотнения перфорационных отверстий, расположенных по верхней стороне через длинные интервалы, возникают трудности, поскольку скорость воды через вертикальные перфорационные отверстия должна превышать критическую скорость переноса гравия v, которая может быть вычислена путем использования следующего уравнения:

v = { — 3N + [9N 2+(gr2pf)(ps —pf)(0,0155 + 0,1984r)0,5]} =

= pf(0,0116 + 0,1488r),

где N — динамическая вязкость жидкости, мПа-с; g — ускорение силы тяжести, g = 980 см/с2; r — радиус гравия, см; pf, ps — плотность жидкости и гравия соответственно, г/см3.

Полученные при решении этого уравнения значения скоростей падения идеально сферического гравия в воде являются приблизительными. Не относящиеся к сферичности воздействия могут быть включены путем умножения этих значений скоростей на сферичность измеренного гравия. Например, скорость падения гравия, имеющего сферичность 0,8, составляет приблизительно 80 % идеальной сферы.

Значения критических скоростей переноса в воде гравия были получены в результате использования приведенного уравнения, причем было сделано предположение, что сферичность гравия равна 0,8. При увеличении вязкости жидкости или плотности или при уменьшении плотности гравия от 2680 кг/м3 снижается критическая скорость и улучшается уплотнение перфорационных отверстий верхней стороны трубы.

Рассмотрены приблизительные параметры жидкости при ее прохождении через перфорационные отверстия диаметром 20,3 мм при различных скоростях истечения, когда жидкость проходит одинаково через 12 отверстий на участке длиной 30 см. При этом могут быть продемонстрированы бесполезность попыток уплотнить гравий у перфорационных отверстий на верхнем стороне, расположенных на больших расстояниях одна от другой, используя воду, а также преимущества гравия с малой плотностью и вязких соляных растворов.

На интервалах максимальной длины при различных темпах потери жидкости, расположенные на верхней стороне перфорационные отверстия могут быть успешно набиты гравием. Можно ожидать, что только имеющий низкую плотность гравий при использовании соляного раствора с вязкостью 60 мПа-с сможет уплотнить такие перфорационные отверстия на интервалах, превышающих 30 м. Если потери жидкости в породу составляют 0,16 — 0,32 м3/мин, то скорость потока в заколонном пространстве может оказаться недостаточно высокой для переноса гравия к концу интервала закачивания. Далее, если потери жидкости составляют только 1 л/мин на 30 см перфорационных отверстий, как было в случаях исследования процесса на моделях, вся жидкость может быть потеряна на участке 25 м при ее закачивании насосом при скорости 0,32 м3/мин. Подача насоса должна быть существенно увеличена для того чтобы переместить гравий через заколонное пространство.

Уплотнение из жидкости с цементным раствором и гелем, имеющей высокую вязкость. При этом используют вязкие жидкости, которые могут перемещать высокие концентрации гравия при меньшей подаче насосов по сравнению с менее вязкими водой или солевыми растворами. Жидкости с более высокой вязкостью снижают скорости утечки и способствуют транспорту гравия в стволах, пробуренных под углом, близким к горизонтальному. Это также уменьшает общий объем жидкости, необходимый для уплотнения скважины, и способствует уменьшению до минимума потенциального ущерба, который может быть нанесен пласту.

Фирма "Юнион Ойл Компани оф Калифорния" опубликовала результаты исследований с использованием моделей гравийной набивки в скважинах, пробуренных под большим углом (более 60° по отношению к вертикали).

Результаты показали, что гравий не может полностью уплотнить ствол, наклоненный под углом более 60° к вертикали, однако гибкие перегородки-глушители, установленные на концевых трубах, могут содействовать полному уплотнению гравием ствола, даже при его отклонении на 105° от вертикали. Эта модель не учитывала потерю жидкости и уход ее в пласт.

Фирма "Бритиш Инт. Сэвисэз" представила результаты исследований. Перфорационные отверстия и заколонное пространство были последовательно уплотнены в модели с углом наклона 70°, причем концентрация гравийного раствора составляла 7,5 кг на 3,8-10 — 3 м3 воды, заглушенной гидроксиэти-ловой целлюлозой (ГЭЦ), при длине модели 135 см. Эти исследования показали также, что жидкость, несущая вязкие вещества, существенно уменьшила возможность перемешивания гравия с песком пласта, поскольку гравий уходит через 118 перфорационные отверстия, однако отверстия на верхней стороне были полностью уплотнены.

Фирма "Экскон" представила результаты исследований своей модели, которые свидетельствовали об улучшении гравийной набивки с использованием воды в горизонтальных и наклонных скважинах в результате увеличения участка концевая труба — фильтр. С целью ограничения объема жидкости, проходящей из заколонного пространства в фильтр, б ы -ли использованы модели длиной 3,0 — 6,0 м, которые не имитировали потерю жидкости вследствие ее ухода в пласт.

Фирма "Доуэлл" представила результаты модельных исследований в 1982 г., когда был использован фильтр длиной 4,2 м. Были получены успешные результаты по уплотнению гравия с применением воды в заколонном пространстве фильтра и обсадных труб, при этом значение радиального зазора составляло 33 см, соотношение на участке хвостовик— фильтр составило 0,78, а угол наклона ствола равнялся 85°. К сожалению, не был подтвержден факт проникновения жидкости в пласт в используемой короткой модели.

Фирма "Шеврон Ойл Филд Ресеч" сообщила о результатах своих научных поисков с использованием модели вертикальной гравийной набивки, а также об исследованиях модели наклонной скважины.

В ходе исследований вертикальных стволов было отмечено значительное забивание фильтра и хвостовика со щелевидными отверстиями, когда гравий циркулировал вместе с водой и закачивался серийными трехцилиндровыми насосами. Во время исследований было также подтверждено, что жидкости, загущенные ГЭЦ, сильно уплотняют гравий даже в смоделированных скважинах при необсаженном забое, кроме того, такие жидкости забивают фильтр гораздо меньше. Загущенные ГЭЦ жидкости полностью уплотняют гравием модель и перфорационные отверстия, несмотря на размер заколонного пространства в 76 мм вокруг фильтра и обсадной колонны. Эта модель наиболее близко имитировала законченную скважину с необсаженным забоем и с расширенным стволом ниже башмака обсадной колонны по сравнению с заканчиванием обсаженного ствола.

Проведенные фирмой "Шеврон Ойл Филд Ресеч" исследования на модели с углом наклона 80° подтвердили, что конструкция фильтра шламовой трубы давала возможность провести полное уплотнение модели длиной 18 м, в которой гравий переносился водой, однако в этом случае не было отмечено полноты уплотнения перфораций на верхней стороне. Кроме того, было еще раз подтверждено, что вода с гравием вызывает большую закупорку фильтров, чем вода, загущенная ГЭЦ. Во время испытания по перемещению гравия было показано, что вода не переносит гравий достаточно эффективно через рабочую колонну диаметром 60,3 мм при угле ее наклона 80°.

Исследования и эксперименты с вязкими жидкостями показали, что осаждение гравия после уплотнения вместе с водой, загущенной ГЭЦ вязкостью 600 — 700 мПа-с, привело к некоторому обнажению фильтра, однако перфорационные отверстия по верхней стороне были полностью уплотнены. Осаждение гравия после уплотнения дало, возможно, более отрицательные результаты при использовании концентраций гравия около 2,0 кг на 1 л по сравнению с концентрациями от 7,5 до 10,0 кг на 1 л.

Результаты испытаний, проведенных фирмой "Шеврон Ойл Филд Ресеч" с горизонтальной моделью, когда использовали воду, загущенную ГЭЦ, подтвердили, что важнейшее значение имеет соотношение диаметров концевой трубы и фильтра, высокая подача насосов повышает эффективность набивки и что различия, которые были отмечены и явились результатом увеличения вязкости жидкости после добавления геля, а также разница в концентрациях гравийного раствора были минимальными.

Результаты проведенных фирмой "Шеврон Ойл Филд Ресеч" испытаний с использованием загущенной при помощи ГЭЦ воды в модели скважины, имеющей наклон 100°, были несколько лучшими по сравнению с результатами, полученными при испытании модели ствола, наклоненного под углом 90°.

Специалисты фирмы "Шеврон Ойл Филд Ресеч" провели несколько экспериментов с утяжеленным буровым раствором, который имел вязкость 6,0 мПа-с, и с использованием заменителя гравия, имевшего низкую плотность (1650 г/м3). Эти более легкие частицы полностью уплотнили перфорационные каналы на верхней стороне и все заколонное пространство в месте соединения фильтра с обсадной колонной.

Фирма "Маратон Ойл" представила результаты проведенных в 1987 г. испытаний гравийных уплотнений в модели длиной около 30 м; соотношение диаметров между концевой трубой и фильтром составляло 0,77, а плотность гравия в воде, вязкость которой была увеличена за счет добавления в нее карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и ГЭЦ, составила 1800 кг/м3. Эти результаты подтвердили важность циркулиро-120 вания раствора и его доступа к фильтру герметизированного нижнего датчика (устройства сигнализации) до того, как пропустить гравий через перфорационные отверстия. Подача насоса не имела сколько-нибудь существенного влияния на эффективность уплотнения; лучше всего уплотнялись первое и последнее перфорационные отверстия.

Перфорационные отверстия, которые использовались при исследованиях, имели ограниченные размеры и могли пропускать только 0,1 -10—2 м3 гравия на 0,3 м, а вязкость жидкости (500 мПа-с) была выше обычно рекомендуемой для набивки гравия у перфорационных отверстий.

Фирма "Экскон" сообщила дополнительную информацию после проведения исследований на модели длиной 66 м. Некоторые из результатов приводятся ниже:

перфорационные отверстия с уплотнением из гравия с не загущенной гелем водой не вызывают смешения гравия с песком породы, и поэтому гравий надежно уплотняет зону перфорации даже при низких значениях подачи жидкости;

подтверждена эффективность гравийного уплотнения с применением не загущенной гелем воды при наклоне ствола на угол до 110° и при использовании удлиненного хвостовика. Скорость истечения, равная 30 см/с в заколонном пространстве на участке системы фильтр — обсадная колонна, дает возможность осуществить полное уплотнение гравия и поэтому может быть рекомендована;

гравий уплотняется более компактно при использовании воды, не загущенной гелем, чем при применении загущенной гелем воды;

гравий лучше всего набивается в первое и последнее перфорационные отверстия длинных, наклонных под острым углом стволов, при использовании вязких жидкостей;

осаждение гравия после набивки из перфорационных отверстий, расположенных на верхней стороне, происходит при использовании вязких жидкостей, которые применяют для набивки гравия;

высокие концентрации гравия в загущенной гелем воде не выявили каких-либо преимуществ по сравнению с низкими концентрациями гравия при завершении скважин, пробуренных под пологим углом.

Хотя настоящая информация представляла ценность, но она противоречит сведениям из других источников.

Может оказаться нецелесообразным проведение исследований модели гравийной набивки при бурении на сверхдлин-ные расстояния, но попытки решить проблему уже предпринимаются при помощи компьютеризованных моделей. Однако даже они могут не дать правильной картины профиля утечки, что может привести к преждевременному гравийному перекрытию через зону поглощения бурового раствора или через трещины. Вертикальная трещина в зоне полного угла, которая заполняется гравием, может отвести гравий и жидкость от ствола и воспрепятствовать полному покрытию фильтра.

Важнейшим параметром также является объем незаполненных пустот за обсадной колонной.

Идеальная модель. Опытные модели законченных обсаженных стволов будут более точно имитировать условия ствола, если такие модели сконструированы с наличием перфорационных каналов диаметром 19,05 — 20,3 мм при 8—12 перфорационных отверстиях на участке длиной 30 см.

Радиальные утечки через перфорационные отверстия могут быть смоделированы путем объединения каждого патрубка длиной 30 см с перфорационными отверстиями с целью имитации пустот (фирма "Экскон").

Идеальная модель должна быть 150 м или более в длину и иметь, как минимум, перфорационные отверстия на участке длиной 30 м; внутренний диаметр обсадной трубы должен быть не менее чем на 5 мм больше внешнего диаметра проволочной обмотки фильтра.

Такая модель должна давать более точную информацию о влиянии скорости движения на транспорт гравия и легких частиц гравия в жидкостях, отличающихся различными вязкостями и плотностями.

Гравийная набивка в пологих стволах. Стволы скважины большой протяженности, пробуренные под пологим углом или горизонтально, должны заканчиваться в виде нерасширенных стволов, не закрепленных обсадными трубами, при проходке достаточно твердых пород, которые остаются открытыми при их бурении с помощью не загрязняющих пласт буровых растворов.

Некоторые породы, требующие гравийного уплотнения в вертикальных скважинах, могут обойтись без гравийной набивки в горизонтальных скважинах большой длины, поскольку снижение давления и полученные скорости истечения жидкости могут оказаться достаточно низкими, благодаря чему можно избежать проблем с выносом песка. Однако если необходимо контролировать вынос песка, может быть использована добавка, растворимая в воде и препятствующая потере жидкости. Такая добавка используется в буровых рас-122 творах; кроме этого могут применяться обычные фильтры или фильтры с предварительным уплотнением, оснащенные тонким растворимым защитным покрытием. Большое внимание следует уделять чистоте жидкости, а также совместимости указанной добавки и распределению частиц по размерам с целью свести к минимуму проникновение твердых веществ в пласт.

Фильтр может, по-видимому, успешно использоваться в зонах длиной до 30 м в зависимости от угла к потоку фильтрации; однако там, где полная набивка вызывает сомнение, должны применяться предварительно уплотненный фильтр или двойной обернутый фильтр, защищенный растворимым покрытием. Рекомендуется использовать конструкцию фильтра с селективной изоляцией, что будет содействовать удалению растворимого покрытия вместе со спиральными трубами.

В настоящее время отсутствуют конкретные рекомендации по лучшим методам размещения гравия. При этом используют обычный солевой раствор или загущенный гелем солевой раствор, имеющий среднюю вязкость 50 — 100 мПа-с. Скорости движения жидкости в пласт имеют большое значение для определения длины зоны, которая может быть уплотнена.

Такие солевые растворы средней вязкости, по-видимому, позволяют наиболее эфективно контролировать интенсивность движения жидкости с целью обеспечить необходимую набивку в длинных интервалах. Солевой раствор, вязкостью 50—100 мПа-с загущенный ГЭЦ, должен перемещать гравий, если комбинация вязкости и количества растворимых частиц, связанных с фильтрацией, достаточно эффективна. Однако даже минимальный уход жидкости может затруднить полное гравийное уплотнение сверхдлинных интервалов.

Обладающие более низкой вязкостью жидкости фильтруются быстрее и растворяют загущенные гелем жидкости уже в пласте, и интенсивность фильтрации может стать опасной.

Может возникнуть необходимость обсаживания длинных, пологих или горизонтальных стволов в случаях неустойчивого ствола. Сила тяжести способствует удалению песка из перфорационных отверстий, расположенных на верхней стенке обсадной трубы; однако эта сила ограничивает поток песка из перфорационных отверстий на нижней стенке обсадной трубы. Очевидно, песок снова попадает в зону перфорации нижней стенки, несмотря на усилия вытеснить его путем циркуляции из ствола.

Результаты испытаний в условиях месторождения, когда были использованы обычные перфораторы, свидетельствуют

о том, что гравий находился на 30 см ниже интервала вне обсадной колонны в более длинных зонах по сравнению с короткими зонами. Лучшие результаты могут быть достигнуты благодаря простреливанию и предварительному уплотнению последовательной серии более коротких (15 м) отрезков. После того, как все зоны перфорированы и предварительно уплотнены, гравий вымывают из обсадной трубы и устанавливают обычный фильтр или фильтр с предварительной набивкой. При этом гравий может циркулировать и попадать в кольцевое пространство на участке фильтр — обсадная труба.

Любой фильтр (обычный или с предварительной набивкой), используемый при гравийном уплотнении пологих стволов, должен быть защищен тонким растворимым покрытием, однако это покрытие не должно покрывать всей окружности фильтра, там, где необходима циркуляция жидкости для уплотнения гравийной набивки. Это положение относится к гравийным уплотнениям как в обсаженных скважинах, так и в необсаженных.

Информация, полученная в результате изучения гравийных набивок на моделях наклонно направленных скважин, может быть использована в вертикальных или близких к вертикальным скважинам. Сила тяжести содействует созданию набивки в вертикальных скважинах, однако может не оказать ожидаемого влияния при уплотнении гравия вне обсадной колонны. Обладающие средней вязкостью жидкости и заменители гравия, имеющие низкую плотность, должны содействовать перемещению гравия через перфорационные отверстия и обеспечить плотную набивку по отношению к пласту.

Если вязкость жидкости, уплотняющей гравий, слишком высока, то она не будет фильтроваться достаточно быстро, а осаждение после уплотнения приведет к образованию пустот в нижней части набивки в заколонном пространстве. Следует уделять особое внимание регулированию вязкости уплотняющих гравий жидкостей в прискважинной зоне, а также удалению остатков породы для контроля за фильтрацией перед закачиванием гравия.

Осаждение гравия после создания набивки в вертикальных скважинах будет сведено к минимуму путем использования высоких концентраций гравия. При наличии длинных интервалов следует использовать технологию двухступенчатого на-сыпания гравия, а также множественные перфорированные секции или зоны, имеющие резко выраженные различные 124 значения проницаемости. Основным правилом является следующее: один только гравий применяют для уплотнения там, где для буровых растворов используют водную основу, а при применении загущенных гелем соляных буровых растворов — заменители гравия, обладающие низкой плотностью.

3.7. ПАКЕРЫ

Для составления конструкций забоев скважин (в том числе открытых и для горизонтальных стволов) одним из главных инструментов являются пакеры для разобщения пластов при креплении и цементировании скважин. В развитии отечественной практики применения заколонных пакеров, повышающих качество заканчивания скважин, основную роль сыграли исследования и разработки ВНИИБТ (ПЦС, ППГ, ПГП, ПДМ, ПГПМ и др.). Многообразие конструкций пакеров существует в зарубежной практике.

Практический интерес представляет разработанный фирмой "Герхардт Оуэн" инструмент для изоляции продуктивного пласта с одновременной защитой его от контакта с там-понажным раствором. Этот инструмент (рис. 3.12) представляет собой комплекс надувных пакеров, зафиксированных на обоих концах корпуса, охватывающего с зазором обсадную колонну и образующего с ней кольцевой пере- пускной канал, по которому может без значительных гидравлических сопротивлений течь тампонажный раствор. Надувные пакеры исключают доступ тампонажного раствора к вскрытой поверхности продуктивного пласта, находящегося между ними. Скользящие муфты, расположенные между пакерами и управляемые специальными механическими сдвигающими устройствами, дают возможность доступа к пласту после проведения цементирования скважины.

В целях обеспечения необходимой длины инструмент собирается из отдельных секций. В тех случаях, когда требуется проведение обычной перфорации, инструмент можно собирать без муфт. Доступ ко всей вскрытой поверхности продуктивного пласта, обеспечиваемой инструментом, обусловливает не только сохранение коллекторских свойств пласта, но и максимальную эффективность его обработки кислотой или другой жидкостью.

Применение инструмента практически не усложняет процесс цементирования скважины, в частности, после этого процесса в полости обсадной колонны не остается каких-

Рис. 3.12. Инструмент фирмы "Герхардт Оуэн" для изоляции продуктивного пласта с защитой его от контакта с тампонажным раствором

либо устройств или цементного камня, требующих разбуривания.

В зависимости от конкретных геологотехнических условий заколонные проходные пакеры могут применяться для следующих целей: разобщения пластов в интервале цементирования, а также выше и ниже него; защиты пласта от контакта с тампонажным раствором; сохранения уровня столба там-понажного раствора в затрубном пространстве скважины.

В соответствии с этим наиболее перспективными представляются 10 технологических вариантов применения пакеров, каждый из которых должен характеризоваться следующими основными признаками:

оптимальный тип защиты пакера от преждевременного срабатывания;

необходимость допакеровки в процессе эксплуатации пакера из-за ослабления контакта уплотнительного элемента со стенкой скважины;

оптимальный тип жидкости, заполняющей полость уплотнительного элемента;

способ доставки рабочей жидкости в полость уплотнительного элемента.

В случаях разобщения пластов в интервале цементирования и сохранения уровня столба тампонажного раствора на пакер непосредственно перед срабатыванием, как правило, действует перепад давления между запакерным и внутрипакерным пространствами. Этот перепад обусловлен различием плотностей тампонажного и бурового растворов и может быть использован для вывода из рабочего состояния подвижного элемента, защищающего пакер от преждевременного срабатывания.

Пакер, устанавливаемый в интервал цементирования на близком расстоянии от стоп-кольца, может быть защищен от преждевременного срабатывания гидравлическим реле времени, включаемым в работу проходящей через пакер цементировочной пробкой.

При разобщении пластов выше интервала цементирования целесообразно использовать для вывода защитного элемента из рабочего состояния так называемого гидравлического аккумулятора, заряжаемого максимальным рабочим давлением, возникающим в проходном пакере при цементировании скважины.

В случаях разобщения пластов ниже интервала цементирования и защиты пласта от контакта с цементным раствором пакер приводится в действие до начала процесса цементирования. Поэтому указанные выше приемы защиты пакера от преждевременного срабатывания не могут быть применены или не являются оптимальными. Пакер должен быть защищен с помощью срезного запорного элемента, фиксирующего клапанный узел в исходном положении.

Пакер в соответствии с решаемыми задачами может устанавливаться в зонах как устойчивых, так и неустойчивых горных пород. В первом случае не возникает необходимости допакеровки при правильном режиме срабатывания пакера, а во втором это возможно при долговременной службе пакера.

Как показали исследования, выполненные во ВНИИБТ, неустойчивые глинистые породы в прискважинной зоне, т.е. в зоне влияния бурового раствора, имеют повышенную пластичность. Испытывая локальное напряжение сжатия 6 —

14    МПа, создаваемое уплотнительным элементом пакера при обычном внутреннем избыточном давлении пакеровки (7 —

15 МПа), наиболее пластичный слой глинистой породы стремится течь из зоны рукавного уплотнителя. Этому процессу способствует водоотдача тампонажной смеси, имеющей гидравлическую связь с близлежащими проницаемыми пластами. Вода затворения, отфильтровывающаяся в проницаемые пласты, может замещаться глинистой породой, текущей из зоны рукавного уплотнителя.

Очевидно, что в результате течения наиболее пластичного слоя глинистой породы из зоны рукавного уплотнителя уменьшается напряжение на контакте уплотнителя со стенкой скважины. Это уменьшение может быть скомпенсировано только допакеровкой.

При разобщении пластов в интервале цементирования и выше него полость уплотнительного элемента пакера, устанавливаемого в зоне устойчивых пород, может заполняться тампонажным раствором, используемым при цементировании скважины. При этом повышаются выдерживаемый перепад давления и долговечность пакера. Если пакер устанавливается в интервале цементирования, то наиболее целесообразно перекачать раствор из затрубного пространства насосом в полость уплотнительного элемента после цементирования. Насос должен быть встроен в пакер и приводиться в действие несколькими циклами изменений давления в обсадной колонне. Если пакер устанавливается выше интервала цементирования, то тампонажный раствор при прокачке по обсадной колонне может быть залит в специальной кольцевой контейнер пакера, а затем после посадки цементировочной пробки на стоп-кольцо выдавлен в уплотнительный элемент под действием давления в колонне.

В случае установки пакера в зоне неустойчивых пород на длительный период времени (т.е. если возможна допакеровка) и при защите пласта от контакта с тампонажным раствором наиболее технологично заполнение уплотнительного элемента продавочной жидкостью или буровым раствором, подаваемым по обсадной колонне.

Разобщение пластов пакерами ниже интервала цементирования или без цементирования может надежно проводиться только в зонах устойчивых горных пород. Поэтому уплотнительный элемент целесообразно заполнять твердеющим материалом. Поскольку пакеры должны приводиться в действие до начала процесса цементирования, следует использовать полимерные материалы. В зависимости от конкретных условий (соотношение и число компонентов твердеющей смеси, наличие готовых фильтров в обсадной колонне, спускаемых в зоны продуктивных пластов) могут быть применены различные способы доставки рабочей жидкости в полость уплотнительного элемента: в кольцевом контейнере, встроенном в пакер; по обсадной колонне (между двумя разделительными пробами); в контейнере, спускаемом на колонне насосно-компрессорных труб.

В практике цементирования нефтяных скважин нередко наблюдается недостаточная высота затвердевшего цементного кольца в затрубном пространстве скважины, несмотря на выход тампонажной смеси из затрубного пространства на устье. Ниже приведено изменение уровня столба тампонажной смеси после цементирования эксплуатационных колонн в некоторых скважинах Самотлорского месторождения.

Изменение уровня столба цементного раствора

Снижение уровня столба тампонажного раствора в за-трубном пространстве после окончания процесса цементирования наблюдалось при цементировании экспериментальных скважин на полигоне ВНИИБТ. Это явление было обусловлено наличием поглощающего пласта, в который уходила часть поднятого до устья скважины тампонажного раствора.

3.7.1. ПРИМЕНЕНИЕ ПАКЕРОВ

ДЛЯ СТУПЕНЧАТОГО И МАНЖЕТНОГО

ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Начиная с 50-х годов в зарубежной практике крепления нефтяных и газовых скважин успешно применяются заколонные пакеры, снабженные циркуляционным клапаном или отдельной цементировочной муфтой и предназначенные для проведения двухступенчатого или манжетного цементирования скважин.

Одним из первых для этих целей стал использоваться за-колонный пакер гидромеханического типа фирмы "Халлибертон" (США), разработанный для обсадных колонн диаметром от 114,3 до 177,8 мм. Пакер состоит из узла уплотнительного элемента гидромеханического сжатия и соединенного с ним циркуляционного клапана, содержащего радиальные отверстия и две подвижные втулки с посадочными седлами под цементировочные пробки. Этот пакер нашел основное применение в условиях, когда в интервале цементирования скважины находится зона поглощения или пласт слабой прочности, склонный к гидроразрыву и поглощению тампонажного раствора в процессе цементирования скважины. Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны, устанавливается между ступенями цементирования и применяется для обеспечения герметичной изоляции поглощающего пласта от заколонного пространства скважин выше него и предотвращения таким путем поглощения тампонажного раствора второй ступени. Известна практика установки такого пакера и для изоляции проявляющего пласта сверху. Цементирование первой ступени скважины ниже пакера проводится через башмак обсадной колонны с использованием нижней цементировочной пробки, свободно проходящей через пакер и останавливающейся на упорном стоп-кольце в нижней части обсадной колонны.

Пакеровка скважины осуществляется после посадки в пакер свободно падающей (сбрасываемой) в обсадной колонне разделительной пробки путем создания над ней необходимо-

Рис. 3.13. Заколонный гидравлический пакер (а) фи рмы "Лайенс" (США) с цементировочной муфтой (а):

1, 4 — корпус; 2 — уплотнительный элемент; 3 — клапанный узел; 5 — стоп-кольцо; 6, 8 — верхняя и нижняя втулки; 7 — седло пробки


го избыточного давления для расширения уплотнительного элемента пакера и открытия его циркуляционных отверстий, через которые проводится цементирование второй ступени скважины. Закрытие циркуляционных отверстий пакера производится при посадке в него верхней цементировочной пробки и создании над ней в обсадной колонне необходимого избыточного давления в момент окончания    цементирования

второй ступени. После окончания периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) верхняя и падающая пробки и седла под них удаляются из внутреннего канала пакера путем разбуривания.

Начиная с 70-х годов за рубежом наиболее широко для двухступенчатого или манжетного цементирования скважин стало применяться комплексное устройство, включающее заколонный пакер гидравлического типа фирмы "Лайенс" (США) вместе с непосредственно устанавливаемыми над ним цементировочной муфтой (рис. 3.13) или циркуляционным клапаном. Использование заколонного пакера гидравлического типа позволило значительно расширить область применения указанного устройства и использовать его также для создания конструкции открытого забоя при заканчивании скважин.

Заколонный пакер фирмы "Лайенс" (см. рис. 3.13, а) состоит из гидравлически расширяемого уплотнительного элемента 2 рукавного типа (рукавного уплотнителя) и клапанного узла 3. В случае применения с цементировочной муфтой пакер приводится в действие перед цементированием интервала скважины над ним путем создания в обсадной колонне необходимого избыточного давления после перекрытия башмачного клапана нижней цементировочной пробкой при двухступенчатом цементировании или падающей разделительной пробкой либо шаром при манжетном цементировании.

Цементировочная муфта фирмы "Лайенс" (см. рис. 3.13, б) состоит из корпуса 4 с циркуляционными отверстиями, седлом 7 под продавочную пробку и впускным клапаном, верхней 6 и нижней 8 подвижных втулок, закрытых кожухом. Открытие циркуляционных отверстий цементировочной муфты производится после операции пакеровки путем создания в обсадной колонне необходимого избыточного давления, превышающего давление пакеровки. Это обстоятельство несколько ограничивает возможности использования цементировочной муфты фирмы "Лайенс" совместно с заколон-ным гидравлическим пакером этой же фирмы для проведения двухступенчатого цементирования, особенно глубоких скважин.

Поэтому в дальнейшем в зарубежной практике наиболее распространенным для двухступенчатого или манжетного цементирования глубоких скважин со сложными геологотехническими условиями стало использование заколонного гидравлического пакера совместно с муфтой ступенчатого цементирования, циркуляционные отверстия которой открываются с помощью падающей по обсадной колонне пробки. Конструкция этой цементировочной муфты позволяет приводить ее в действие при значительно меньшем избыточном давлении, не зависящем от глубины установки муфты в скважине и избыточного давления приведения в действие заколонного гидравлического пакера, установленного под ней.

Одновременно фирмами были разработаны и стали применяться специальные внутриколонные устройства для двухступенчатого цементирования скважин при креплении их промежуточными обсадными колоннами большого диаметра, оборудованными циркуляционным клапаном с гидравлическим пакером. Указанные устройства устанавливаются внутри спущенной в скважину обсадной колонны большого диаметра на дополнительной колонне труб. Они предназначаются для приведения в действие и управления работой башмачного

Рис. 3.14. Устройство для ступенчатого цементирования скважин фирмы "Халлибертон" с гидравлическим пакером:

1 — корпус; 2 — цанга; 3, 4 — закрывающая и открывающая втулки; 5 — уплотнительный элемент


клапана, заколонного пакера и циркуляционного клапана в процессе двухступенчатого цементирования скважины через дополнительную колонну труб. Такая технология ступенчатого цементирования скважин позволяет исключить проведение в обсадной колонне работ по разбуриванию пробок и седел под них в проходном канале циркуляционного клапана и пакера после окончания периода ОЗЦ.

В конце 70-х годов фирма "Халлибертон” разработала заколонный гидравлический пакер, снабженный циркуляционным клапаном и предназначенный для двухступенчатого цементирования скважин (рис. 3.14). Пакер приводится в действие при посадке в него падающей по обсадной колонне пробки и создании над ней необходимого избы -точного давления. Циркуляционные отверстия пакера закрываются в момент окончания цементирования интервала скважины над ним, при посадке в него верхней продавочной пробки. Для двухступенчатого цементирования скважин без последующего разбуривания в обсадной колонне пробок и седел под них этой же фирмой с начала

80-х годов был предложен заколонный гидравлический пакер с циркуляционным клапаном, приводимый в действие специальным инструментом, спускаемым в обсадную колонну на дополнительной колонне труб. Предлагается также использование для этих целей комбинированного устройства, включающего модуль заколонного проходного гидравлического пакера и модуль муфты ступенчатого цементирования.

В зависимости от конкретных геолого-технических условий крепления скважин заколонные пакерные устройства для двухступенчатого и манжетного цементирования могут применяться в следующих целях:

разобщение поглощающих или проявляющих пластов в интервале цементирования и ниже него;

защита продуктивного пласта от контакта с тампонажным раствором;

обеспечение заданной высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины.

В соответствии с этим и могут быть эффективно использованы в определенных условиях технологические варианты применения рассмотренных ранее пакеров.

При использовании заколонного гидравлического пакера для двухступенчатого или манжетного цементирования скважины расширение его уплотнительного элемента производится закачиванием под него продавочной жидкости из обсадной колонны, в качестве которой, как правило, используется буровой раствор, находящийся в скважине перед ее цементированием.

Однако при использовании этого пакера для проведения манжетного цементирования уплотнительный элемент пакера целесообразно заполнять начальной порцией тампонажного раствора, закачиваемой в скважину по обсадной колонне вслед за разделительной пробкой, останавливающейся в пакере. При установке заколонного пакера на башмаке обсадной колонны полость уплотнительного элемента заполняется порцией тампонажного раствора из обсадной колонны в любой момент операции его продавливания в заколонное пространство скважины.

При установке заколонных пакеров ступенчатого и манжетного цементирования в открытой части ствола скважины, особенно непосредственно над изолируемым поглощающим или проявляющим пластом, в целом наиболее надежно использование пакеров с упругорасширяющимся уплотнительным элементом рукавного типа, т.е. гидравлическим. Такой пакер обеспечивает достаточно надежную изоляцию пласта при наличии в интервале его установки небольших каверн и неровностей ствола скважины. При установке в номинальном диаметре ствола скважины, сложенного плотными и непроницаемыми породами, или в нижней части предыдущей обсадной колонны целесообразно использовать более простой и дешевый гидромеханический пакер с уплотнительным элементом осевого сжатия или радиального расклинивания.

Для манжетного цементирования и заканчивания скважины с конструкцией открытого забоя одинаково технологичны в использовании следующие типы пакеров: заколонный пакер с циркуляционным клапаном, приводимый в действие посадкой в него падающей пробки; пакер с цементировочной муфтой, приводимый в действие последовательно созданием избыточного давления в обсадной колонне после перекрытия ее башмака разделительной пробкой или шаром; пакер, приводимый в действие избыточным давлением, с цементировочной муфтой, приводимой в действие от падающей пробки.

Для двухступенчатого цементирования скважины во многих случаях наиболее технологично использование заколонного пакера, снабженного циркуляционным клапаном, который приводится в действие от падающей пробки. При этом если продуктивный пласт или другие пласты в зоне первой ступени цементирования скважины представлены малопрочными трещиноватыми и слабосцементированными породами с низким пластовым давлением, то над ними необходимо дополнительно установить на обсадной колонне проходные за-колонные гидравлические пакеры. Указанные пакеры приводятся в действие после окончания цементирования первой ступени скважины, препятствуя оседанию столба тампонажного раствора под заколонным пакером с циркуляционным клапаном.

Во ВНИИБТ был разработан гидравлический пакер типа ПЦС, который по принципиальным конструктивным особенностям был аналогичным пакеру фирмы "Халлибертон". Впоследствии пакер типа ПЦС был усовершенствован с целью увеличения диаметра проходного канала. Новая модификация пакера получила шифр ПДМ.

В случае установки указанных пакеров пакеровка заколонного пространства скважины производится:

при двухступенчатом цементировании — между ступенями цементирования;

при манжетном цементировании — до начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну;

при герметизации башмака обсадной колонны — непосредственно после окончания процесса цементирования скважины.

При использовании этих пакеров запакеровка скважины и открытие цементировочных (циркуляционных) отверстий пакера производятся за счет сбрасываемого перекрывающего элемента (шара, пробки), смещающего втулки пакера под действием заданного перепада давления. Поэтому неизбежна остановка циркуляции жидкостей в скважине на период ожидания посадки сбрасываемого элемента в пакер.

3.7.2. ЗАКОЛОННЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПАКЕР ТИПА ПДМ

Первая конструкция заколонного гидравлического пакера ПЦС170 для цементирования скважин была разработана во ВНИИБТ в 1966 г. Пакер предназначался для изоляции продуктивных пластов от близкораспложенного водоносного пласта или друг от друга в процессе цементирования скважины. Уплотнительный элемент этого пакера расширяется закачиванием его в полость тампонажного раствора из обсадной колонны в процессе цементирования скважины. ВНИИБТ был разработан заколонный пакер ПЦС 190, который успешно применялся для двухступенчатого и манжетного цементирования нефтяных и газовых скважин.

Во ВНИИБТ были разработаны и испытаны заколонные пакеры ПДМ 170 и ПДМ 195 для двухступенчатого и манжетного цементирования скважин. Указанные пакеры успешно применялись в 1973—1985 гг. при креплении скважин на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья и Коми АССР, а также при креплении скважин на подземных хранилищах газа.

Во ВНИИБТ были созданы и испытаны пакеры ПДМ140, ПДМ146 и ПДМ168 для двухступенчатого и манжетного цементирования. В этих пакерах использовались упругорасши-ряющиеся резинотканевые рукавные уплотнительные элементы конструкции ВНИИЭМИ, обеспечивающие их работу при температуре не более 100 °С. Указанные пакеры были усовершенствованы за счет использования в них высокопрочных (на перепад давления не менее 17,5 МПа) и теплостойких (на рабочую температуру 150 °С) резинометаллических рукавных уплотнительных элементов конструкции фирмы "Таурус" или соответствующих этим показателям резинотканевых рукавных уплотнительных элементов конструкции ВНИИЭМИ.

Заколонный пакер типа ПДМ (рис. 3.15) состоит из двух основных узлов: уплотнительного элемента и циркуляционного клапана.

Узел уплотнительного элемента включает патрубок 15 и резинотканевый или резинометаллический упругорасширяю-щийся рукав 14, герметично закрепленный на нем с помощью обжимных металлических втулок 11. Патрубок 15 имеет осевой канал 12 и образует с уплотнительным рукавом 14 кольцевую полость 13.

Узел циркуляционного клапана включает корпус 3 с впуск-

Рис. 3.15. Пакер типа ПДМ для двухступенчатого и манжетного цементирования скважин

ными каналами 10 и циркуляционными отверстиями 6, нижнюю подвижную втулку 9 с радиальными отверстиями 8 и опорным кольцом


17, установленную в корпусе 3 на срезных элементах 7, посадочную втулку 19 с впускными отверстиями

18,    размещенную в нижней втулке 9 на срезных штифтах 20, верхнюю ступенчатую втулку 2 с седлом 21, установленную между корпусом 3 и цангой 4 с выступами 5. Для соединения с обсадными трубами пакер снабжен верхним 1 и нижним 16 переводниками.

Для цементирования скважины с пакером типа ПДМ используются патрубок (рис. 3.16, г) с упорным кольцом, устанавливаемым на нижней части обсадной колонны над башмачным клапаном, а также верхняя, падающая и нижняя (рис. 3.16, а, б, в) цементировочные пробки, пускаемые в обсадную колонну в процессе цементирования скважины.

Пакер устанавливается и спускается в скважину на обсадной колонне. При двухступенчатом цементировании пакер размещается над поглощающим интервалом или над пластом между ступенями цементирования. Интервал скважины ниже пакера (первая ступень) цементируется через башмак обсадной колонны с использованием нижней цементировочной пробки. При манжетном цементировании пакер размещается непосредственно над изолируемым продуктивным пластом (в стволе скважины номинального диаметра), сложенным плотными непроницаемыми породами. Пакер приводится в действие перед цементированием интервала скважины, расположенного выше него.

Пакер действует следующим образом (см. рис. 3.15). Перед

Рис. 3.16. Дополнительные приспособления для цементирования скважин с пакером типа ПДМ

цементированием участка скважины, расположенного выше пакера, в обсадную колонну пускается падающая пробка, которая садится в посадочную втулку 19 и перекрывает п р ох одной канал пакера. При избыточном давлении не менее 8 МПа, создаваемом в обсадной колонне над пробкой, втулка

19 перемещается вниз до упора в кольцо 17 нижней втулки 9. Под действием избыточного давления жидкость из обсадной колонны закачивается через отверстия 18, 8 и по каналам 10 и 12 под уплотнительный рукав 14, расширяя его до герметичного перекрытия затрубного пространства скважины. При дальнейшем повышении избыточного давления над пробкой до 8—10 МПа нижняя втулка 9 перемещается вниз до упора в патрубок 15. При этом герметично закрываются впускные каналы 10 и открываются циркуляционные отверстия 6, через которые производится цементирование скважины выше пакера второй ступени. Циркуляционные отверстия закрываются при посадке в пакер верхней цементировочной пробки и создании на ней избыточного давления не менее 4 МПа. При этом пробка сдвигает вниз до герметичного перекрытия циркуляционных отверстий верхнюю втулку 2, которая закрепляется в этом положении выступами 5 цанги 4. Удаление верхней и падающей пробок и посадочных седел из п р ох одного канала пакера производится путем их разбуривания после окончания периода ОЗЦ и опрессовки обсадной колонны выше пакера.

Пакеры гидравлические типа ПДМ разработаны и выпускаются для обсадных колонн диаметром 140;    146;    168 и

178 мм как с резинотканевыми, так и с резинометаллическими уплотнительными элементами.

Пакеры типа ПДМ, представленные в табл. 3.4, предназначены для широкого диапазона условий при креплении нефтяных и газовых скважин эксплуатационными колоннами диаметрами от 140 до 178 мм.

Техническая характеристика пакеров

Показатель

ПДМ

ПДМ

ПДМ

ПДМ

ПДМ

ПДМ

ПДМ

ПДМ

ПДМ

ПДМ

140

140-1

140-2

146

146-1

168-1

168-2

168-3

178-1

178-2

Условный диаметр

140

140

140

146

146

168

168

168

178

178

обсадной колонны,

оборудуемой пакером, мм

Максимальный наружный

172

177

177

177

177

200

198

200

203

209

диаметр пакера, мм

Диаметр проходного

120

120

124

130

126

150

144

144

155

155

канала, мм

Длина пакера, мм, не более

3250

3320

3320

3250

3320

3250

3250

3320

3320

3320

Масса пакера, кг, не более

200

230

215

180

205

220

230

260

245

260

Присоединительная резьба

0ТТМ-140

ОТТМ-146

ОТТМ-168

ОТТМ-178

(ГОСТ 632 — 80)

Длина расширяющейся

1130

1150

1150

1130

1150

1130

1130

1150

1150

1150

части уплотнительного

элемента пакера, мм, не

более

Максимальный перепад дав

12

17,5

17,5

12

17,5

12

12

17,5

15

12

ления на уплотнительный

элемент пакера при

коэффициенте пакеровки

1,27, МПа

Максимальный

1,45

1,45

1,45

1,45

1,45

1,45

1,45

1,45

1,4

1,4

коэффициент пакеровки

Максимальная рабочая тем

100

150

150

100

150

100

100

150

150

100

пература пакера, °С

Максимальное давление на

корпус пакера, МПа:

наружное

57

60

50

40

48

37

37

49

35

41

внутреннее

63

67

56

46

56

43

43

55

41

48

Максимальная

140

140

125

125

130

150

150

170

150

180

грузоподъемность пакера, т

П р и м е ч а н и е. Избыточное давление внутри уплотнительного элемента пакера при пакеровке 8 —

10 МПа.

Основные технологические схемы двухступенчатого и манжетного цементирования скважин с применением пакера типа ПДМ представлены на рис. 3.17 и 3.18. На этих схемах показаны операции по приведению пакера в действие и проведению процесса цементирования скважин с помощью пускаемых в обсадную колонну цементировочных пробок. При этом процесс двухступенчатого цементирования скважины прерывают между первой и второй ступенями на отрезок времени, необходимый для пуска и движения падающей пробки по обсадной колонне, посадки ее в пакер, проведения операции пакеровки и открытия циркуляционных отверстий пакера. В тех случаях, когда прерывание процесса двухступенчатого цементирования на этот отрезок времени нецелесообразно, цементирование первой ступени скважины необходимо производить с использованием нижней цементировочной пробки, оборудованной для посадки в пакер. При этом указанная пробка пускается в обсадную колонну при закачивании продавочной жидкости с тем расчетом, что в нижней части обсадной колонны под пакером будет оставлен цементный стакан необходимой высоты. Пакер приводится в действие в этом случае сразу после окончания цементирования первой ступени. Расширение уплотнительного элемента пакера типа ПДМ при использовании его для двухступенчатого или манжетного цементирования скважины производится путем закачивания в него жидкости из обсадной колонны: при двухступенчатом цементировании — продавочной жидкости, использованной при цементировании первой ступени, а при манжетном цементировании, как правило, — бурового раствора, находящегося в скважине в момент окончания спуска в нее обсадной колонны с пакером.

При манжетном цементировании скважины при использовании пакера типа ПДМ и заканчивании ее открытым забоем в зависимости от состояния ствола скважины непосредственно над изолируемым продуктивным пластом расширение уплотнительного элемента пакера можно производить закачиванием под него тампонажного раствора из обсадной колонны. В этом случае повышаются прочность и герметизирующая способность уплотнителя пакера на более длительный период времени. При этом пакер приводится в действие также с использованием оборудованной для посадки в пакер нижней цементировочной пробки, над которой закачивается объем тампонажного раствора, необходимый для доставки ее в интервал установки пакера. В тех случаях, когда изолируемый продуктивный пласт представлен слабосцементирован-

Рис. 3.17. Технологические схемы двухступенчатого цементирования скважин с пакером типа ПДМ:

$ — цементирование первой ступени; а — спуск падающей пр обки; , — пакеровка; „ — цементирование втор ой ступени; % — закрытие цементировочных отверстий; А — скважина после разбуривания пр обок, втулки и седел; 1 — скважина; 2 — обсадная колонна; 3, 10 — соответственно верхняя и нижняя пробки; 4 — пакер; 5 — продавочная жидкость; 6 — поглощающий пласт; 7 — тампонажный раствор; 8 — колонный башмак; 9 — падающая пробка

Рис. 3.18. Технологические схемы манжетного цементирования скважин с пакером типа ПДМ:

а — спуск и посадка падающей пробки, пакеровка; б — цементирование; в — закрытие цементировочный отверстий пакера; г — скважина после разбуривания пробок, втулки и седел; 1 — скважина; 2 — обсадная колонна; 3 — пакер; 4 — падающая пробка; 5 — продуктивный пласт; 6 — фильтр; 7 — колонный башмак; 8 — продавочная жидкость; 9 — верхняя пробка; 10 — тампонажный раствор

ными и малопрочными породами, в обсадную колонну под нижнюю пробку закачивается объем тампонажного раствора, достаточный для перекрытия интервала продуктивного пласта до глубины установки пакера. Оставшийся при этом в нижней части обсадной колонны под пакером цементный камень разбуривается вместе с верхней и нижней цементировочными пробками, находящимися в проходном канале пакера.

Конструкция пакера типа ПДМ позволяет использовать его также для разобщения пластов, находящихся возле забоя скважины, при цементировании ее в одну ступень через башмак обсадной колонны. В этом случае пакер устанавливается вблизи башмака обсадной колонны между изолируемыми пластами. Пакер при этом приводится в действие посадкой в него нижней цементировочной пробки, пускаемой в обсадную колонну в процессе закачивания тампонажного раствора. Уплотнительный элемент пакера расширяется путем закачивания под него тампонажного раствора из обсадной колонны. Процесс цементирования скважины заканчивается при остановке верхней цементировочной пробки в пакере.

Пакер типа ПДМ позволяет производить цементирование скважины выше него также и обратным способом. При этом необходимо использовать специальную цементировочную пробку с циркуляционным клапаном, устанавливаемую в обсадной колонне над пакером при промывке скважины.

3.7.3. ЗАКОЛОННЫЙ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ

ПАКЕР ТИПА ПГМ

ВНИИБТ и б. комбинатом "Нефть и газ" (Германия) разработана новая конструкция заколонного гидромеханического пакера для двухступенчатого и манжетного цементирования скважин, характеризующегося эксплуатационной технологичностью и надежностью. При этом впервые в конструкции предусмотрена возможность открытия циркуляционных боковых отверстий этого пакера путем использования перепада между давлением столба жидкостей в затрубном пространстве скважины и более низким давлением столба продавочной жидкости, находящегося в обсадной колонне после окончания первой ступени цементирования. Кроме того, обоснована возможность открытия циркуляционных отверстий за счет увеличения давления в обсадной колонне при предварительной пакеровке скважины и последующего автоматического доуплотнения контакта резиновой манжеты пакера со стенкой скважины в процессе цементирования второй ступени обсадной колонны.

Эти функциональные свойства пакера исключают возможность преждевременного (до перекрытия затрубного пространства скважины уплотнительным элементом) открытия циркуляционных отверстий. Подобными свойствами не обладают известные пакеры и муфты для двухступенчатого и манжетного цементирования, в частности пакеры типа ПДМ, муфты типа УДЦС фирмы "Бейкер" и конструкции б. ВНИИКРнефти.

В пакере новой конструкции отсутствует также ряд других недостатков упомянутых аналогов, несколько снижающих надежность этих устройств:

возможность нарушения герметичности перекрытия циркуляционных отверстий при разбуривании в пакере разделительных элементов (пробки, шара) и цементного камня между ними (недостаток пакеров типа ПДМ);

значительная сложность конструкции и изготовления; возможность преждевременного перекрытия циркуляционных отверстий запорной втулкой в случае повышения давления в колонне из-за частичного засорения этих отверстий (недостаток муфты типа УДЦС).

Были разработаны два варианта принципиальной схемы гидромеханического пакера, чем обеспечено последовательное развитие его функциональных свойств.

Конструкция экспериментальных образцов пакера были разработаны по второму варианту, обеспечивающему более высокие надежность и технологичность в изготовлении и использовании.

Пакер, выполненный по второму варианту (рис. 3.19), состоит из двухступенчатого корпуса 8 с радиальными отверстиями IV и III; уплотнительного элемента 14 (как и в первом варианте, резиновой манжеты), установленного на корпусе и оборудованного торцовой защитой 15; составного толкателя 13 с кольцевыми проточками VI под фиксатор 10; дифференциальной втулки 7, закрепленной на корпусе при помощи срезных штифтов 5, снабженной ограничителем 6 ее движения по корпусу и образующей с корпусом кольцевую камеру 3; упора 12; зафиксированной полым штифтом 11 запорной втулки-седла 9 и штифтом 2 верхней составной втулки 3 с замком 4. В корпус 8 выполнена кольцевая проточка II для фиксации верхней втулки в конечном положении. Наружная ступенчатая поверхность корпуса 8 образует с составным толкателем 13 камеру VII, загерметизированную полым штифтом 11, а внутренняя ступенчатая поверхность корпуса и запорная втулка-седло 9 образуют камеру V, сообщающуюся в транспортном положении с внутренней полостью колонны труб. Верхняя составная втулка 3 также образует с внутренней ступенчатой поверхностью корпуса камеру I, сообщающуюся в транспортном положении с внутренней полостью колонны труб. Пакер оборудован жесткими центраторами 1.

Пакер работает следующим образом.

При посадке шара 16 (см. рис. 3.19) или падающей пробки на запорную втулку-седло 9 срезается полый штифт 11, и втул-

Рис. 3.19. Второй, реализованный вариант принципиальной схемы гидромеханического пакера:

а — пакер в транспортном положении; б — пакер при проведении запаке-ровки и открытии цементировочных отверстий; в — пакер по окончании цементирования верхней ступени и закрытия цементировочных отверстий

ка-седло, перемещаясь вниз, открывает циркуляционные отверстия VI и одновременно герметизирует камеру IV, сообщая ее через срезанный полый штифт 11 с камерой VII. Жидкость из камеры VI при движении втулки-седла 9 поступает в камеру VII, перемещает вниз составной толкатель 13, который фиксируется в конечном положении фиксатором 10, и таким образом приводит в рабочее положение уплотнительный элемент 14 (происходит запакеровка). В процессе возрастания давления на втулку-седло 9 с шаром 16 на второй ступени цементирования эти элементы, дополнительно смещаясь вниз, доуплотняют контакт уплотнительного элемента со стенкой скважины. После закачивания расчетного объема тампонажной смеси в обсадную колонну пускают цементировочную пробку 17, которая при взаимодействии с верхней втулкой 3 срезает штифты 2, вводя верхнее уплотнительное кольцо 18, установленное на втулке, в контакт с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса 8. Таким образом, верхняя втулка 3 становится дифференциальной, а камера I разобщается с внутренней полостью колонны труб. При движении вниз втулка 3 перекрывает отверстия IV, а жидкость из камеры I через отверстие III поступает в камеру 3. Давление в камере 3 действует на дифференциальную втулку 7, происходит срез штифтов 5, и втулка 7 перемещается вниз по конусу, перекрывая при этом снаружи радиальные отверстия IV. Таким образом достигается повышенная надежность герметизации радиальных циркуляционных отверстий IV, которая необходима в случае проведения внутриколонных работ (например, разбуривания элементов, перекрывающих проходной канал колонны, спуска различных инструментов в скважину и т.д.).

3.7.4. ЗАКОЛОННЫЕ ВЗРЫВНЫЕ ПАКЕРЫ

Эти пакеры устанавливаются на обсадной колонне и спускаются вместе с ней с установкой в заданные интервалы. Приведение в действие пакера совершается путем спуска внутрь обсадной колонны на каротажном кабеле электромагнитного генератора, при помощи которого образуется электромагнитное поле, вызывающее срабатывание зажигателя взрывчатки. При этом обеспечивается герметизация кольцевого зазора между обсадной колонной и стенками скважины с целью предупреждения перетоков жидкости и газа в период ОЗЦ, во время испытания и освоения скважины.

Значительные преимущества такого пакера заключаются в том, что при этом обеспечиваются равнопрочность пакера с обсадной колонной и отсутствие любых отверстий в колонне или корпусе пакера, необходимых для срабатывания пакера. Небольшие размеры пакера позволяют устанав-

Т а блица 3.5

Показатель

ПВ5-175

ПВ5-195

ПВ13-205

Внешний диаметр, мм

175

195

205

Внутренний диаметр, мм

118

130

150

Максимально возможное гид

80

80

70

ростатическое давление, МПа

Максимально допустимая

150

1 50

150

температура, °С

Максимальный перепад давле

30

30

65

ния между разобщаемыми

пластами, МПа

Внешний диаметр обсадной

140

1 46

168-178

колонны, мм

Номинальный диаметр ствола,

190

216

245

мм

Масса, кг

80

90

90

Длина, мм

1360

1 400

1400

ливать его между пластами, находящимися близко друг от друга.


Схемы установки пакеров показаны на рис. 3.20. Характеристика пакеров приведена в табл. 3.5.

3.8. ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В целях повышения надежности эксплуатации скважин, особенно на месторождениях с осложненными условиями, применяют комплекс подземного эксплуатационного оборудования. Составление компоновки скважинного оборудования должно производиться для каждой конкретной скважины с учетом ее конструкции, фактического распределения температур по стволу скважины, действующих перепадов давления, характеристик применяемого оборудования, нагрузок, планируемого дебита и других геолого-технических параметров.

На рис. 3.21 приводится примерная схема компоновки подземного оборудования, спускаемого на НКТ снизу вверх: срезной клапан, фрезерный удлинитель, пакер, анкерное соединение, циркуляционный клапан, клапан-отсекатель.

Срезной клапан ЛР0С9554-000 (рис. 3.22) разработан в научно-техническом центре предприятия Кубаньгазпром и изготовлен на заводе газовой аппаратуры в пос. Северский

три    Рис. 3.21. Схема компоновки подземного оборудования,

спускаемого на НКТ:

о 1 — срезной клапан; 2 — фрезерный удлинитель; 3 — ста-IL    ционарный пакер фирмы "Камко", "Бейкер” или др.;

4 — анкерное соединение; 5 — ци ркуляционный клапан; И    6 — НКТ; 7 — клапан-отсекатель; 8 — гидравлическая

трубка управления клапаном-отсекателем

7

Рис. 3.22. Срезной клапан:

1 — ко рпус; 2 — срезные втулки; 3 — уплотнительные кольца; 4 — шары; 5 — срезные штифты

Краснодарского края. Срезной клапан предназначен для создания давления внутри компоновки при распакеровке пакера путем перекрытия проходного сечения шаром. Особенностью срезного клапана является то, что в одном корпусе размещены на срезных штифтах два посадочных гнезда под шары диаметром 35 и 44,5 мм.

Вначале давление внутри спущенной компоновки осуществляется сбросом шара диаметром 35 мм, который садится на седло срезного клапана с перекрытием отверстия. При достижении предельного установленного давления внутри компоновки происходит срез штифтов, после чего шар и седло выпадают на забой скважины. При неудовлетворительном срабатывании пакера сбрасывается второй шар диаметром 44,5 мм.

Технические параметры: наружный диаметр 104 мм, длина 195 мм, рабочая температура до 125 °С, давление среза штифтов определяется диаметром штифтов, которые изготавливаются под необходимые давления срезки.

Так, давление, необходимое для среза штифтов срезного клапана

p _ ^ срndшт

d 2 порш

где тср — предел прочности на срез штифта, тср = Ков = = 0,7; о, — временное сопротивление разрыву, зависящее от материала штифтов и термообработки); п — число штифтов; dm — диаметр штифтов; dTO^ — диаметр поршня.

После упрощений получают р = 0,532ов. Таким образом, изменяя диаметр штифта, можно подобрать заданное давление среза.

Фрезерный удлинитель предназначен для центрирования инструмента для фрезерования пакера при его извлечении из скважины. Фрезерный удлинитель может быть исключен из компоновки, если пакер планируется фрезеровать кольцевой фрезой и извлекать обычной труболовкой.

Пакер предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства скважины от пласта и создания надежного сообщения внутренней полости спущенной компоновки с пластом. Посадка и фиксирование пакера в эксплуатационной колонне происходят при создании давления внутри спущенной компоновки при перекрытии внутритрубного пространства шаром срезного клапана. При этом происходит деформация резинового уплотнения и фиксация пакера в эксплуатационной колонне при помощи кольцевых клиновых якорей.

Возможно использование пакеров фирмы "Камко" (рис. 3.23) (табл. 3.6) или "Бейкер" (рис. 3.24), а также отечественного производства.

При этом давление на устье ру для создания давления рас-

Рис. 3.23. Стационарный пакер фирмы "Камко"

Рис. 3.24. Гидравлически управляемых подвесной эксплуатационный пакер фирмы "Бейкер" с обратным клапаном

пакеровки пакера и давление на устье срезки ру ср штифтов срезного клапана определяют по формулам

Ру = Рпл- Рж + Р р;

Ру ср    Рпл + Рср'

где Рпл — давление пластовое, МПа; Рж — давление жидкости, заполняющей компоновку, МПа (рж = pH, здесь р —

149

Та б ли ца 3.6 "Камко”

Технические данные по стандартным пакерам фирмы

Параметр

HSP-1 5 У2"

HSP-1 6 5/в"

Габаритная длина, мм

1495

1495

Максимальный наружный диа-

113

113,18

метр, мм

Минимальный внутренний диа-

76

49,2

метр, мм

Диапазон погонной массы,

23

32 — 28

фунт/фут

Нижнее соединение

1 7/ " 1 7 в

6 5/в"

Верхнее соединение

2 7/в" муфта АМ

3 V2' муфта АМ

Освобождение лифтовой ко

Стингер с право

Стингер освобож

лонны от пакера

сторонним враще

дается непосредст

нием

венным втягиванием

плотность жидкости, кг/м3; Н — глубина спущенной компоновки, м); рр — перепад давления срабатывания пакера, МПа; рср — перепад давления срезки штифтов срезного клапана, МПа.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы "Камко”

Присоединительные резьбы.......................................................... VAM 2 3/в", 2 7/в"

Одинарные пакеры HSP-1 фирмы "Камко" устанавливаются в эксплуатационной колонне созданием гидравлического давления, относятся к эксплуатационным пакерам постоянного действия и могут быть извлечены из скважины после ее разбуривания.

Пакер фирмы "Бейкер" модель SAB — гидравлически устанавливаемый пакер; спускается в скважину на трубах и па-керуется после монтажа устьевого оборудования.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы "Бейкер”

Наружный диаметр, мм..........................................................................................................................................................113,03

Техническая характеристика гидравлического пакера "Ресурс-1” Саратовского завода Газоприборавтоматика

Наружный диаметр, мм.

1 36

67


Внутренний диаметр, мм.

Длина пакера, мм.

1886

21

5— 1 5 До 1 00

Резьба НКТ 89 мм по ГОСТ 633 — 80


Максимальное пластовое давление, МПа.

Давление пакеровки, МПа.

Температура рабочей среды, °С

Присоединительные резьбы.

Извлечение пакера производится после его разбурива-ния — фрезерования верхних кольцевых захватов при помощи специального инструмента, представляющего собой комбинацию двух фрез, одной кольцевой и одной торцевой фрезы в нижней части направляющего штока. После разбу-ривания пакера направляющий шток вместе с ловителем проходит через пакер, захватывает его в нижней части пакера и с подвеской бурильных труб извлекается на поверхность. Пакер можно разбурить кольцевой фрезой с последующим его захватом обычной труболовкой, если в наличии нет специального оборудования для разбуривания пакера.

Анкерное соединение — герметизированный ниппель, который является присоединительным и уплотняющим приспособлением между подвеской НКТ и пакером.

Присоединение анкерного соединения к пакеру производится следующим образом: при сборке на поверхности необходимо анкерное соединение вставить в пакер, затем вращением анкерного соединения влево на 10—12 оборотов для пакера фирмы "Бейкер" или на 4 — 5 оборотов для пакера фирмы "Камко" обеспечивается стыковка анкерного соединения с пакером. Присоединение анкерного устройства к пакеру в скважине производится за счет разгрузки колонны НКТ на пакер с усилием 2 — 4 т. Рассоединение ЦБ производится путем вращения подвески НКТ вправо на 10—12 оборотов для пакера фирмы "Бейкер" и 4 — 5 оборотов для пакера фирмы "Камко".

Циркуляционный клапан разработан на основе циркуляционного клапана Грозненского машиностроительного завода в научно-техническом центре предприятия Кубаньгазпром и изготовлен на заводе газовой аппаратуры (рис. 3.25). Циркуляционный клапан обеспечивает в открытом состоянии сообщение затрубного пространства скважины с внутренней полостью спущенной компоновки подземного оборудования. В закрытом состоянии циркуляционный клапан обеспечивает герметичность внутритрубного пространства.

Рис. 3.25. Схема циркуляционного клапана:

1 — патрубки; 2 — кольцо; 3 — втулка, регулирующая ход поршня; 4, 5 — фторопластовые кольца; 6 — срезной винт; 7 — поджимная гайка; 8 — фиксатор; 9 — пружина; 10 — поршень; 11 — корпус; 12 — кольцо упорное; 13 — втулка, ввинченная в поршень

Циркуляционный клапан в скважину спускают в закрытом положении. После установки пакера в эксплуатационной колонне для открытия циркуляционного клапана в затрубном пространстве необходимо создать перепад давления, равный 12 МПа на уровне клапана, по сравнению с давлением внутри компоновки. В этом случае происходит срезка винтов, поршень 10 в сборе перемещается вниз до упора 12, при этом отверстия корпуса 11 соединяются с каналами поршня 10. В результате этого обеспечивается соединение затрубного и трубного пространств, создается возможность промывки и глушения скважины через затрубное пространство. Для закрытия циркуляционного клапана создается давление внутри спущенной компоновки, равное 1,6 — 2 МПа, при этом кольцо 2 запирает каналы поршня, и поршень перемещается вверх. Достигается герметичность внутритрубного пространства от затрубного.

После длительной эксплуатации скважины для последующего открытия клапана необходимо создать давление в затрубном пространстве 5 — 6 МПа.

Техническая характеристика циркуляционного клапана

Наружный диаметр, мм....................................................................................................................................113

Длина клапана, мм........................................................................................................................................................620

Присоединительные размеры резьб (сверху и снизу)......... НКТ    73 мм по

ГОСТ 633-80

Клапан обладает работоспособностью в скважинах глубиной до 3600 м и пластовым давлением до 60 МПа при температуре до 160 °С. Рабочая среда — буровой раствор, газовый конденсат, газ. Возможно применение циркуляционного клапана, изготовляемого Саратовским заводом Газприборавто-матика.

Гидравлический клапан-отсекатель предназначен для аварийного перекрытия проходного сечения компоновки подземного оборудования при изменении давления в скважине. Обычно устанавливается на глубине 40 — 50 м от устья. В состав клапана-отсекателя входят глубинный клапан-отсекатель, гидравлическая линия управления, пульт управления. Клапан-отсекатель в свободном состоянии, без создания давления в линии управления, находится с перекрытым заслонкой проходным отверстием.

Клапан-отсекатель открывают следующим образом:    соз

дают давление в трубах выше клапана, равное давлению в зоне ниже клапана, при помощи насосного агрегата. В гидравлической линии управления клапаном-отсекателем создают давление, равное 11 МПа, для обеспечения открытия заслонки. Фиксируют данное давление для обеспечения спуска компоновки.

При необходимости закрытия клапана-отсекателя следует закрыть скважину на устье и выждать 5—10 мин для стабилизации условий в скважине. Сбросить давление в гидравлической линии управления до нуля, при этом клапан-отсекатель перекроет сечение труб. При необходимости плавно открывают устьевые задвижки и стравливают газ из зоны выше пакера-отсекателя.

Техническая характеристика гидравлического клапана-отсекателя фирмы "Камко”

Возможно применение клапана-отсекателя Саратовского завода Газоприборавтоматика под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

Температурный компенсатор служит для компенсации теплового расширения спущенной компоновки при температуре рабочей среды в скважинах более 145 °С и высоких дебитах. Температурный компенсатор обычно устанавливают выше циркуляционного клапана на 10 — 20 м.

3.8.1. СПУСК И УСТАНОВКА ЗАБОЙНОГО

ОБОРУДОВАНИЯ

Перед тем, как проводить спуск забойного оборудования, необходимо прошаблонировать НКТ на мостках, пропарить внутри и снаружи и смазать резьбовые соединения, предварительно почистив их металлической щеткой, а также опрессовать их под соответствующее пластовое давление. Для подготовки заданного интервала эксплуатационной колонны в места установки пакера на бурильных трубах спускают скребок механического или гидравлического типа под данную колонну. При применении механического скребка поступательным движением инструмента вверх и вниз со скоростью 0,1 м/с, с циркуляцией раствора не более 6 л/с трижды проходят заданный интервал и после каждого хода проворачивают инструмент ротором на 90°, затем трижды проходят заданный интервал в колонне с частотой вращения ротора 60 — 90 об/мин, со скоростью подачи инструмента 0,1 м/с. Скважину промывают не менее двух циклов до полного отсутствия шлама на сите. После извлечения скребка в скважину опускают шаблон. Размеры шаблона (длина, диаметр) выбирают с учетом обеспечения проходимости компоновки в скважину. Если при глушении скважины применялся глинистый раствор плотностью 1800 — 2200 кг/м3, то перед спуском компоновки его заменяют на жидкость без твердой фазы (бромиды цинка и кальция). В этом случае принимают меры предосторожности от коагуляции глинистого раствора при смешении с солями, ухудшения коллекторских свойств пласта, для предупреждения выброса. При глушении скважин раствором с низкой плотностью (до 1400 кг/м3) их заменяют такими истинными растворами, как раствор хлористого кальция, ФТП, а также возможно применение гидрофобных эмульсий.

Компоновку подземного оборудования собирают согласно схеме (см. рис. 3.21) снизу вверх:

первая секция: срезной клапан типа ЛРОС, НКТ диаметром 73 мм;

вторая секция: фрезерный удлинитель, пакер, анкерное соединение, НКТ диаметром 73 мм;

третья секция: циркуляционный клапан в закрытом положении, НКТ диаметром 73 мм, клапан-отсекатель, НКТ диаметром 73 мм.

Спуск НКТ с компоновкой подземного оборудования проводят с замером труб, плавно, со скоростью 0,2 м/с.

Компоновку подбирают таким образом, чтобы клапан-отсекатель находился на глубине 50 м от устья скважины. После обвязки устья скважины фонтанной арматурой подсоединяют к ней гидравлическую линию от клапана-отсекателя и обвязывают ее с насосом для управления клапаном-отсекателем.

Для установки пакера поднимают давление в гидравлической линии для открытия клапана-отсекателя. Затем заменяют жидкости глушения на углеводородную жидкость (конденсат), открывают буферную задвижку, опускают шар в фонтанную арматуру, закрывают задвижку и открывают центральную задвижку, чтобы шар попал в НКТ. После выдержки времени на транспортирование шара в гнездо срезного клапана насосным агрегатом поднимают давление в НКТ с превышением давления на устье. После выдержки в течение 30 мин открывают задвижку на затрубном пространстве фонтанной арматуры и стравливают давление. Понижение давления указывает на то, что пакер сработал.

Время транспортирования шара в скважине, заполненной ньютоновской жидкостью (растворы бромида кальция, цинка, хлористого кальция и др.),

t

где д — глубина падения шара, см; К — коэффициент, который зависит от направления ствола скважины, числа Re, соотношения диаметров шара и НКТ и т.д. и определяется экспериментальным путем; в нашем случае К = 0,3; g — ускорение силы тяжести, см/с2; dm — диаметр шара, см; Pj, р2 — соответственно плотность жидкости и материала шара, г/см3.

3.8.2. ОСОБЕННОСТИ СПУСКА И УСТАНОВКИ ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЯЖЕЛЫХ СОЛЕВЫХ РАСТВОРОВ НА ПРИМЕРЕ СКВ. 3 ПРИБРЕЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Спуск комплекса эксплуатационного подзем

ного оборудования, предназначенного для изоляции продуктивного пласта с аномальным давлением от затрубного пространства, имеет свою специфику.

Применение данного комплекса в скв. 3 Прибрежного месторождения предприятия Кубаньгазпром обеспечило надежность эксплуатации скважины (табл. 3.7) на площади с коэффициентом аномальности 2.

После разбуривания ПДМ и цементного стакана до глубины 3391 м эксплуатационную колонну опрессовали с использованием воды избыточным давлением 45,5 МПа. Интервал перфорации 2879 — 2892 м. Толщина стенки эксплуатационной колонны 10,5 мм. Насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм с резьбой VAM. Пластовая температура 130 °С. Относительная плотность газа 0,68. Плотность жидкости глушения 2120 кг/м3. Содержание агрессивных включений в продукции СО2 до 15 %.

Перед спуском компоновки с целью очистки стенок эксплуатационной колонны с внутренним диаметром 118 мм спустили на бурильных трубах диаметром 2 7/8" до глубины 2875 м следующую компоновку (снизу вверх): шаблон диаметром 114 мм; скребок диаметром 118 мм.

Данные конструкции скважины

Тип колонны

Диаметр,

мм

Глубина спуска, м

Данные о цементаже

Направление

530

23,5

Зацементировано до устья

Кондуктор

324

1008

То же

Промежуточная колонна

245

2455

"

Эксплуатационная колонна

140

3413

Зацементирована "голова" цементного камня на глубине 1565 м от устья

Поступательным движением инструмента вверх и вниз со скоростью не более 1 м/с трижды прошли интервал 2875 — 2845 м. После каждого хода провернули инструмент ротором на 90°. Трижды прошли интервал 2875 — 2845 м с частотой вращения 70 — 90 об/мин. Скорость подачи инструмента держали не более 0,1 м/с. При работе скребком произвели промывку скважины с расходом 6 л/с. Обратной циркуляцией заменили буровой раствор на рассол бромидов с плотностью 2170 кг/м3, закачивая жидкости в следующей последовательности:

буферная жидкость в объеме 2 м3 следующего состава, % по массе: бентонит 6, КМЦ 2, вода остальное;

моющая жидкость на воде, содержащая 10 % сульфонола, объемом 2 м3;

пачка рассола бромидов плотностью 2170 кг/м3, загущенная до вязкости 200 — 250 с, объемом 1 м3;

рабочий рассол бромидов плотностью 2170 кг/м3, объемом 27 м3.

Расход по замене раствора составлял 6 л/с.

После перехода на жидкость без твердой фазы сделали технологическую остановку для контроля за давлением и уровнем жидкости в течение 1 ч. Подняли компоновку на бурильных трубах 2 7/8" и собрали следующую компоновку подземного оборудования (снизу вверх):

первая секция: срезной клапан типа ЛРОС длиной 0,2 м, две НКТ диаметром 73 мм, общей длиной 19 м;

вторая секция: фрезерный удлинитель общей длиной 2 м, пакер фирмы "Камко" длиной 1495 мм, анкерное соединение длиной 0,6 м, одна НКТ длиной 10 м;

третья секция: циркуляционный клапан в закрытом положении длиной 0,9 м, одна НКТ диаметром 73 мм, длиной 1 0 м.

Спуск насосно-компрессорных труб с компоновкой подземного оборудования проводился с замером труб плавно, без рывков, со скоростью 0,2 м/с. На глубине 50 м от устья скважины на насосно-компрессорных трубах установили клапан-отсекатель и подключили к нему гидравлическую линию, укрепив ее на НКТ. Подземное оборудование спустили на глубину 2883 м. Установив фонтанную арматуру, предварительно опрессовав ее на давление 70 МПа, подсоединили к ней гидравлическую линию от клапана-отсекателя и обвязали ее с ручным гидравлическим насосом для управления клапа-ном-отсекателем. Устье скважины обвязали согласно схеме

81-92-ТХ.

Для установки пакера в эксплуатационной колонне подняли давление в гидравлической линии для открытия гидравлического клапана-отсекателя при помощи ручного насоса.

Замену бромидов цинка на углеводородную жидкость (конденсат) провели следующим образом: в затрубное пространство закачали 1 м3 жидкости без твердой фазы с вязкостью 200 — 250 с с противодавлением на устье (штуцер диаметром 8 мм) для очистки скважины. Промыли скважину путем прокачки бромидов с противодавлением в два цикла, контролируя чистоту жидкости.

Закачали 1 м3 промывочной жидкости с вязкостью 200 — 250 с, затем конденсат в объеме 20,4 м3 с расчетом, чтобы конденсат был закачан в трубы спущенной компоновки на высоту 200 м от низа труб. При этом давление на устье в трубах компоновки составляло 1,6 МПа, а в затрубном пространстве 37 МПа при пластовом давлении 60 МПа.

3.9. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ

Мировой и отечественный опыт строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин показывает, что одним из перспективных направлений повышения производительности скважин является горизонтальное бурение.

Существуют два главных способа заканчивания скважин с горизонтальным стволом (рис. 3.26):

ствол в продуктивном пласте открыт или перекрыт фильтром, и продукция непрерывно поступает по всей поверхности фильтровой зоны ствола;

продуктивный пласт обсажен обсадной колонной, зацементирован и перфорирован, и приток в скважину осуществ-158

Рис. 3.26. Способы заканчивания скважин с горизонтальным стволом:

а — с открытым дренирующим стволом в устойчивом однородном пласте; б — с хвостовиком, имеющим заранее созданные щелевидные или перфорационные отверстия, в пласте, представленном неустойчивыми породами; в — с зацементированным хвостовиком, имеющим перфорационные отверстия, в неоднородном пласте

ляется через небольшое число отверстий в колонне (в этом случае горизонтальный ствол не дренирует продуктивный пласт, а служит лишь проводящим каналом для флюидов, поступающих из отдельных трещин).

Заканчивание скважин с дренирующим стволом по всей длине. Скважины с горизонтальным стволом в основном проектируются так, чтобы дренировать только один пласт и чтобы пластовые флюиды поступали в них под определенным давлением. В гидравлически сообщающихся пластах начальные изобарические поверхности находятся в горизонтальной плоскости. Поэтому нет никаких причин для ограничения притока в любую отдельную секцию дренирующего ствола. В подобных условиях выбирается способ заканчивания скважины с открытым горизонтальным стволом, что облегчает любые последующие операции внутри него. В большинстве устойчивых пластов дренирующий ствол может оставаться необсаженным.

В рыхлых породах дренирующий ствол оборудуется хвостовиком с заранее созданными щелевидными или перфорированными отверстиями. Преимущества такого способа заканчивания — простота и низкие затраты. Недостатки связаны с трудностью проведения геофизических исследований для определения эксплуатационных характеристик скважины и сложностью изоляции части дренирующего ствола в процессе работы скважины. При проведении геофизических исследований с применением существующих инструментов пластовые флюиды будут обходить зону сужения, создаваемого такими инструментами внутри хвостовика, перетекая через кольцевое пространство между стенкой скважины и хвостовиком. Для того чтобы изолировать отдельный участок, если только он не находится в конце дренирующего ствола, необходимо будет извлечь хвостовик из скважины и спустить новый с внутренними пакерами. Такая операция может оказаться чрезвычайно трудной и сопряженной с повышенным риском.

Рассмотренные проблемы должны решаться на этапе начального планирования конструкции скважины. После завершения проектных работ сохраняется возможность перекрытия опасного интервала в горизонтальном стволе (положение этого интервала обычно становится известным по окончании бурения скважины) хвостовиком с внешними пакерами. Это позволяет изолировать отдельные интервалы горизонтального ствола без извлечения хвостовика из скважины.

Для данного способа заканчивания возможно несколько вариантов: установка предварительно перфорированных хвостовиков или хвостовиков с щелевидными отверстиями, верхняя секция хвостовика подвешивается или цементируется и т.д.

Заканчивание скважины с обсаженным горизонтальным стволом и несколькими отверстиями для притока пластовых флюидов. При этом способе заканчивания горизонтальный ствол служит каналом, соединяющим несколько точек притока. В данном способе имеются варианты, но общим для них является то, что хвостовик всегда цементируется. С учетом трудностей достижения хорошего замещения бурового раствора цементным в вертикальных скважинах цементирование скважин с горизонтальным стволом представляется чрезвычайно сложной задачей.

Существует несколько методик расчета производительности горизонтальных скважин и оценки целесообразности проводки горизонтальных скважин (ГС) в сравнении с вертикальными (ВС). Сравнительному анализу дебитов вертикальных и горизонтальных скважин посвящено также много исследований, результаты которых, являясь иногда противоречивыми, но дополняя друг друга, показывают более высокую эффективность горизонтальных.

Практика показала, что разработка месторождений вносит свои коррективы в сравнительную оценку эффективности горизонтальных и вертикальных скважин. Поэтому ее следует рассматривать применительно к определенному району.

Задача о притоке жидкости (газа) к горизонтальной трубе в пласте рассматривалась И.А. Чарным при следующих допущениях: пласт считался однородным, ось скважины расположена симметрично относительно кровли и подошвы пласта, пласт — полуограниченный, а контур питания — прямолинейный. А.М. Пирвердян обобщил решение И.А. Чарного для несимметричного расположения горизонтальной скважины относительно кровли и подошвы в различных проницаемостях в продольном и поперечном направлениях продуктивного пласта. Полученные результаты показали, что оба приведенных выше фактора не оказывают существенного влияния на дебит ГС. Асимметричное расположение ГС и десятикратное различие в проницаемостях (продольной и поперечной) дает различие дебитов порядка 1—5 %.

Для симметричного расположения ГС относительно кровли и подошвы пласта дебит на единицу длину ГС

q гС =    2 H 1    . ,    (3.10)

u 2nH , h r -+ ln-

2п г с

h


где k — коэффициент проницаемости; А р — перепад давления на скважине; u — вязкость нефти; Н — расстояние до контура питания; h — мощность пласта; гс — радиус скважины.

Дебит ВС единичной длины, пробуренной в тот же пласт мощностью h,

q =    -1-.    (3.11)

вс u ln(2H / rc)

Из (3.10) и (3.11) получаем, что отношение дебитов ГС и ВС

q ГС _    ln(2H / Гс)    (3 12)

qВС    ln(h /2лrc) + 2nH / h

Преобразуем левую часть выражения (3.12) следующим образом:

Полученная формула (3.14) дает теоретическую зависимость между длиной 1 горизонтального участка ГС, мощностью пласта h и числом п вертикальных скважин.

Выполним ряд расчетов по формуле (3.14) при различных значениях Н, h и гс.

Длина горизонтального участка ГС, эквивалентная одной ВС (п = 1)

Очевидно, что увеличение радиуса скважины гс и мощности пласта h оказывает незначительное влияние на длину горизонтального участка 1. В то же время увеличение расстояния до контура питания с Н = 100 м до Н = 1000 м приводит к увеличению эквивалентной длины ГС на 600 м, т.е. на каждые 100 м удаления скважины от контура питания ее длина увеличивается на 60 м. Например, при Н = 200 м эквивалентная длина 1 увеличивается почти в 2 раза и равна 154 м.

Для определения эквивалентной длины ГС (горизонтального участка) соответствующей п вертикальным скважинам, необходимо табличное значение 1 умножить на п, т.е.

1n = 1П.

Например, для пласта мощностью h = 2,5 м, гс = 0,1 м и Н = 100 м для компенсации четырех ВС достаточно длину ГС принять равной 14 = 4-83 = 342 м. При Н = 1000 м для тех же условий потребовалась бы длина 14 = 4- 83 = 2540 м.

Для приближенных расчетов вместо уравнения (3.14) можно использовать следующую формулу:

1 _ 0,75n 2пН.    (3.15)

ln2H

Сравним теперь дебит ГС с дебитом батареи из п вертикальных скважин. Приближенная формула расчета дебита батареи имеет вид

Оо _ knh-1-,    (3.16)

о    пН , о

-+ ln-

о

c


где к — коэффициент, к = 2пКАр/и; о — половина расстояния между скважинами.

Из уравнения (3.16) следует, что Оо достигает максимума при о = пН, т.е. суммарный дебит батареи из п скважин равен суммарному дебиту п одиночных ВС, разнесенных на расстояние 2о = 2пН. Действительно, при п = 1 и о = пН из (3.16) получается приближенно формула (3.11).

При о < пН наблюдается интерференция скважин, снижающая суммарный дебит батареи. В частности, при 2о = h из (3.16) следует формула (3.10), т.е. Оо = qrc1. Тогда отношение дебитов ВС, пробуренных на расстоянии 2о = h, к дебиту одной ГС

Оо _ nh

ОГС    1

Отсюда следует, что дебит одной ГС длиной 1n = nh равен дебиту п вертикальных скважин с расстоянием между ними

2о = h.

Далее при п ^ и, приняв о = 1n/2n, из (3.16) получаем дебит дренажной галереи

Ог _ к- -_ к —.    (3.17)

2 H 1 l 1    2пН

2пН + — ln-

h 2п ^n

Используя формулу (3.17), можно легко получить следующее выражение, устанавливающее связь между дебитом галереи ВС, мощностью h и дебитом одной ГС:

Ог _ |1 + — ln——)Огс.    (3.18)

г *    2пН 2п г,.п )

В формуле (3.18) второе слагаемое в скобках во много раз меньше единицы и составляет для h = 10 м, гс = 0,1 м и Н = 100 м, всего 0,04. Это условие было использовано при выводе уравнения (3.15).

Таким образом, дебит одной ГС длиной 1 равен (приближенно) дебиту дренажной галереи высотой h и длиной 1, пробуренной в тот    же    пласт.    Следовательно,    расчеты    по

формуле (3.17) можно использовать для определения дебита горизонтальной скважины. Выражение (3.17) можно было б ы получить и из формулы (3.10), приняв ln(h/2ttKc) « 0.

Ниже приведены отношения дебитов ГС, рассчитанные по формулам (3.10) и (3.17) в зависимости от мощности h пласта и расстояния до контура питания Н.

Отношение дебитов ГС по точной (3.10) и приближенной (3.17) формулам

Видно, что при увеличении мощности пласта h различие в дебитах возрастает, а при увеличении расстояния до контура это различие нивелируется.

По результатам проведенного анализа можно сделать выводы:

дебит ГС не зависит от азимута скважины и расположения горизонтального участка относительно подошвы и кровли, а также неоднородности продуктивного пласта;

радиус ГС и мощность пласта не оказывают существенного влияния на дебит ГС, а следовательно, на длину горизонтального участка;

эквивалентная длина горизонтального участка ГС, обеспечивающая такой же дебит, как и одна вертикальная скважина, зависит от расстояния до контура питания;

длину горизонтального участка ГС можно определить по формуле (3.14) или (3.15);

дебит ГС с большой степенью точности можно определить как дебит батареи ВС (3.16) или как дебит дренажной галереи ВС (3.17);

при сравнении дебитов ВС и ГС расстояние между ВС должно быть больше двойного расстояния до контура питания, чтобы исключить интерференцию ВС.

Выбор оптимальной длины горизонтального участка скважины. Проектирование профиля ГС проводится в основном аналогично проектированию профиля наклонно направленных скважин. На первом этапе решается задача выбора варианта профиля, а на втором — задача выбора режимов бурения, обеспечивающая заданный профиль бурения. Бурение скважин по заданному профилю с определенными на втором этапе оптимальными режимами бурения должно обеспечиваться подбором соответствующих компоновок низа бурильной колонны, которые изменяются при каждом рейсе.

Профиль горизонтального участка можно выбирать в виде "цепной линии" или "естественного профиля", который принимает балка круглого сечения заданной длины на упругом основании. Однако вопросы выбора профиля горизонтального участка ГС в настоящее время в основном определяются имеющимися техническими возможностями их реализации, а не экономическими соображениями. Поэтому здесь рассматривается только задача выбора оптимальной длины горизонтального участка ГС.

Для постановки задачи выбора оптимальной длины горизонтального участка необходимо определить затраты на строительство одной ГС и эквивалентного (по суммарному дебиту) количества ВС. Преимущества ГС заключаются в повышенном дебите по сравнению с ВС, а также в меньших затратах, зависящих от времени и расхода материалов по строительству эквивалентного количества (по суммарному дебиту) ВС. В то же время чрезмерное увеличение горизонтального участка приводит к увеличению сроков бурения ГС и связанных с этим затрат, зависящих от времени и расхода материалов. Поэтому может оказаться, что дополнительно добытая нефть при увеличении длины скважины не компенсирует затрат на бурение дополнительной вертикальной скважины. Таким образом, имеется конфликтная ситуация, разрешение которой даст возможность определить экономически обоснованную длину горизонтального участка ГС.

Введем в рассмотрение текущее время t, отсчитываемое от начала строительства горизонтальной и первой вертикальной скважин, а также следующие обозначения:

t6 г — время бурения горизонтального участка скважины, сут;

t6 в — время бурения вертикального участка ГС и ВС, сут;

Гмд — время монтажа-демонтажа буровой установки (БУ), сут;

Ттр — время транспортировки БУ на новую точку при бурении ВС, сут;

K — число вертикальных скважин, эквивалентных по дебиту одной горизонтальной скважине;

Ог, Ов — дебит ГС и ВС, т/сут;

Сн — стоимость 1 т добытой нефти, тыс. руб/т;

to г, ^ в — время освоения ГС и ВС, сут;

Сг, С, — стоимость 1 м проходки ГС и ВС, тыс. руб/м;

L, 1 — глубина ВС и длина горизонтального участка ГС, м; Ст — стоимость 1 т обсадных и эксплуатационных труб, руб/т;

д — вес 1 м труб, т/м;

Сц, Ср — стоимость 1 т цемента и 1 м3 бурового раствора,

руб/т;

ац, ар — норма расхода цемента и бурового раствора, т/м3 и м3/м;

Сб — стоимость содержания одной бригады в сутки, тыс. руб/сут.

Тогда доход от бурения одной ГС к моменту времени t > t6 в + t6 г + t0 т, выраженный через стоимость добытой нефти,

Dj, = СнОг^—16 в —16 тto г).

(3.19)


К этому же моменту времени t доход от первой вертикальной скважины (так как t6 в < t6 г)

DBl = СнОМ-te,в—о в).

(3.20)


Для второй вертикальной скважины, считая, что бурение проводится одним станком и одной буровой бригадой, можно записать

Dh2 = ад^-^мд+Гтр)-^ в—to в)].

(3.21)


В выражении (3.21) учтено, что на бурение первой ВС затрачено время (t6 в + ^ г), затем БУ необходимо демонтировать, а после транспортировки осуществить монтаж на новой точке и пробурить вторую скважину.

По аналогии с (3.21) для K-й вертикальной скважины можно записать

(3.22)


(3.23)

Запишем теперь затраты на бурение одной ГС и эквивалентных K и ВС:

затраты на бурение

W 6 = Сг(1+ L); WE 6 = KCL;

затраты на обсадные и эксплуатационные трубы = Q.(L + 1)g; WH т = KCgL;

затраты на тампонажный и буровой растворы

WГ м = Сца^ + Срар(1+ L);

WB м = KCца^ + ^рарЦ

Тогда доход ГС и ВС за вычетом материальных и временных затрат

Sг = DT—WT 6 — Wj, т — Wj, н — Wj, 6;

Sв = Dв— Wj, 6—Wв т—WH н—Wв 6.

Так как дебиты всех ВС можно считать равными, то условие эквивалентности дебитов ГС и ВС можно записать в виде

Ог = KОB.

(3.24)


Целевую функцию для определения оптимальной длины горизонтального участка ГС запишем в следующем виде:

Г = S— Sв.

(3.25)


Учитывая (3.19), (3.22) — (3.24), задачу выбора оптимальной длины горизонтальной части ГС можно сформулировать следующим образом: найти максимум функции (3.25) при ограничениях

0 < 1 < 2RK.

(3.26)


Ограничение (3.26) означает, что длина горизонтального участка не может быть больше удвоенного радиуса контура питания RK.

Тогда, учитывая (3.24), можно записать, что СнО^    =

= СнОв-Ю и выражение (3.25) примет вид

— K(t6 в +16 г+ to г)]+ KLв + ётд + Сцац + ёрар) + C6K(t6 в+ to в +

+ ТМд+ Ттр) — L(Cr+ ётд+ ёцац+ Срар) — 1(СГ+ ётд+ ёрар) —

(3.27)

В данном выражении неизвестными являются K и 1. Более того, длина горизонтального участка 1 в неявном виде входит в длительность бурения t6 г и освоения tо г горизонтального участка скважины. Для их определения необходимы сбор статистических данных и построение моделей вида t6 г = f1(1 ) и tо г = f2(1 ). Причем эти модели имеют существенно нелинейный вид.

В то же время из анализа уравнения (3.27) следует, что ориентировочное значение K можно найти из выражения, заключенного в квадратные скобки. Допустим, время строительства вертикальной скважины равно Т, т.е. t6 в + to в = Т, а время монтажа-демонтажа и транспортировки БУ обычно составляет 0,2Г. Пусть также время строительства горизонтальной скважины равно (т.е. в 3 раза больше). Тогда из

(3.27) имеем (K+1)T + 0,2(K—1)Г—6Г > 0. Отсюда следует, что K > 5.

Таким образом, поставленная задача выбора оптимальной длины горизонтального участка скважины позволяет наиболее полно учесть экономические соображения при проводке горизонтальных скважин. Однако практическое решение задачи в настоящее время не может быть реализовано из-за отсутствия необходимой информации о стоимости 1 м горизонтальной скважины.

3.10. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНЫЙ МЕТОД

ФОРМИРОВАНИЯ ПЗП

Гидропескоструйный метод является высокоэффективным средством сообщения ствола скважины с продуктивным пластом.

Разрушение преград (обсадных колонн, цементного камня и горной породы) при гидропескоструйном методе осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью из насадок специального глубинного устройства — пескоструйного перфоратора.

Основными видами гидропескоструйных обработок являются:

вскрытие пластов при опробовании и испытании разведочных скважин;

вскрытие продуктивных пластов в скважинах, оборудуемых для совместно-раздельной закачки воды и эксплуатации двух или более пластов в одной скважине;

вскрытие глубокозалегающих пластов, а также пластов с высокими пластовыми давлениями и температурами; вскрытие пластов с трещинноватыми коллекторами; вскрытие слабопроницаемых сцементированных пластов; вскрытие пластов после проведения изоляционных работ и капитального ремонта скважин;

вскрытие пластов с последующим гидравлическим разрывом для освоения закачки воды в нагнетательные скважины и увеличения продуктивности нефтяных скважин;

вскрытие пластов, перекрытых двумя и более колоннами;

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

создание специальных отверстий для цементирования при устранении затрубной циркуляции.

Гидропескоструйное вскрытие не дает должного эффекта в интервалах ранее обработанных соляной кислотой или гидроразрывом, а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильно обводненных.

Гидропескоструйная обработка осуществляется с помощью специальных устройств — гидроперфораторов, позволяющих направлять песчано-жидкостные смеси в преграду через насадки из специальных абразивоустойчивых материалов.

Промышленностью выпускается три типоразмера насадок с внутренним диаметром 3; 4,5 м 6 мм.

Насадки диаметром 3 мм применяют для вырезки прихваченных труб в обсаженных скважинах, а также в случаях, когда глубина резания должна быть минимальной.

Насадки диаметром 4,5 мм применяют при перфорации скважин, а также при других видах обработки, когда процесс ограничивается темпом прокачки жидкости.

Насадки диаметром 6 мм применяют при обработках, ограниченных давлением, а также во всех случаях, когда глубина вскрытия должна быть максимальной (разведочные скважины, инициирование трещин ГРП и т.п.).

При вскрытии пластов перфорацией применяют пескоструйные перфораторы АП6М конструкции ВНИИ, обеспечивающие создание точечных и щелевых каналов в пластах и представляющие собой устройство, позволяющее направлять струи жидкости с песком в стенку скважины через специальные насадки, изготовленные из абразивоустойчивого материала.

Перфоратор предназначен для создания каналов и щелей в скважинах с открытым забоем и обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 3 V2" и более, вырезки обсадных колонн тех же диаметров, расширения забоев в необ-саженных скважинах и установки водоизоляционных экранов.

Осуществление указанных операций одним перфоратором достигается сочетанием различных вариантов расположения насадок и заглушек в корпусе перфоратора, а также перемещением перфоратора вокруг или вдоль оси скважины.

Техническая характеристика перфоратора АП6М

Тип перфоратора.................................................................. АП6М100 АП6М80

Допустимая забойная температура................................ Не лимитируется

Устройство перфораторов АП6М. Пескоструйный перфоратор АП6М100 (рис. 3.27) состоит из корпуса 3; узла насадки

5, в комплект которого входят насадка, держатель насадки и стопорное кольцо; хвостовика 1; центратора 2; заглушек 6; клапана перфоратора 4 и клапана опрессовки труб 7.

Симметричная конструкция корпуса перфоратора позволяет 2 1/2" резьбой подсодиняться с любой стороны к трубам или устанавливать хвостовик с центратором корпуса перфоратора. За 2 1/2" резьбой расположена камера опрессовочного клапана 7, служащего для опрессовки колонны труб.

На корпусе перфоратора имеется 10 резьбовых отверстий, расположенных в трех горизонтальных плоскостях. В эти резьбовые отверстия монтируются узлы насадок. Для того чтобы сохранить габариты перфоратора, а также предупредить прихваты и удары узла насадок о стенки скважины при спускоподъемных операциях, узел насадки размещается заподлицо с корпусом перфоратора.

Торец шестигранника держателя насадки предохраняет корпус перфоратора от разрушения отраженной струей жидкости с песком. По мере износа шестигранника держатели заменяются. В держателях имеется конусное гнездо, в которое запрессовывается насадка. Стопорное кольцо фиксирует насадку в держателе.

Насадки перфоратора изготавливаются из абразивостойких сплавов ВК6 и ВК6М. Они имеют коноидальный вход и

A-А

Рис. 3.27. Перфоратор АП6М100


Рис. 3.28. Перфоратор АП6М80:

1 — хвостовик; 2 — центратор; 3 — корпус; 4 — клапан перфоратора; 5 — узел насадки; 6 — заглушка; 7 — опрессовочный клапан

конусную проточную часть (конусность 0°20') с диаметрами на входе 3,0; 4,5; 6,0 мм.

Для промывки скважин перфоратор снабжен хвостовиком с пером. В комплект перфоратора входят сменные центраторы для 5 и 6-дюймовых обсадных труб, которые монтируются на цилиндрической части хвостовика. Верхний торец хвостовика служит седлом клапана перфоратора 4.

Перфоратор АП6М80 (рис. 3.28) конструктивно отличается от перфоратора АП6М100. В нем сокращено число насадок до 6; уменьшены — внутренний диаметр до 30 мм, а подсое-динительные резьбы до 2", причем узел насадки выполнен также, как и в перфораторе АП6М100.

При гидропескоструйном вскрытии несколько маломощных пластов, отстоящих друг от друга на большом расстоянии, а также пластов большой мощности и с аномально высоким пластовым давлением, целесообразно применять блок гидропескоструйных перфораторов ПЗК1.

Он позволяет осуществлять последовательную перфорацию снизу вверх одного или нескольких пластов независимо от расстояния между ними, без подъема труб и без прекращения подачи песчано-жидкостной смеси.

Техническая характеристика ПЗК

Диаметр эксплуатационной колонны, в которой применяется устройство, мм....................................................................................................................................141 и более

Максимально допустимое давление, МПа........................................................50,0

Допустимая температура на забое, °С......................................................................100

Подсоединительная резьба......................................................... Насосно-компрес

сорная 73 по ГОСТ 33-33

Принцип работы и конструкция ПЗК. Устройство включает в себя до пяти отдельных перфораторов, соединяемых между собой патрубками или трубами (рис. 3.29).

Внизу сборки монтируется перфоратор, отличающийся тем, что шаровой клапан и седло клапана вмонтированы в него стационарно (рис. 3.30, в), при этом узел выполнен так, что обеспечивается обратная промывка скважины.

Четыре верхних перфоратора имеют одну типовую конструкцию (рис. 3.30, а, б), состоящую из корпуса 1 с заплечиками 9, клапанного шара 5, затвора 4, уплотнительных колец

6, насадок 2, держателей насадок 3, фиксатора 7 и винта фиксатора 8.

Диаметр посадочных гнезд четырех верхних перфораторов подобраны таким образом, чтобы клапанные шары нижних перфораторов свободно проходили через посадочные гнезда всех верхних перфораторов.

Рис. 3.29. Схемы осуществления беспрерывной гидропескоструйной перфорации с применением устройства ПЗК:

а — вскрытие первого (нижнего) интервала; б — вскрытие второго интервала; в — вскрытие третьего интервала






Принцип работы ПЗК заключается в следующем.

После установки нижнего перфоратора на заданной глубине и обратной промывки скважины проводят обработку первого интервала, вскрыв который и не останавливая процесс, через лубрикатор дозатором шаров вводят клапанный шар второго снизу перфоратора. Шар садится в гнездо затвора и перекрывает доступ жидкости к насадкам нижнего перфоратора, в результате чего давление в трубах повышается. При давлении 3,0 МПа срезается винт фиксатора и затвор перемещается, открывая доступ песчано-жидкостной смеси к насадкам второго снизу перфоратора.

По окончании работ во втором от низа интервале из лубрикатора подают следующий шаровой клапан, который, перекрыв гнездо в затворе, прекращает доступ жидкости к насадкам перфоратора обработанного интервала и позволяет осуществлять обработку следующего.

По описанной схеме (см. рис. 3.29) производится обработка и последующих интервалов, число которых определяется числом перфораторов в сборке.

Ввод шаровых клапанов может осуществляться не только через лубрикатор, но и через другие устройства типа байпаса или лубрикатора.

Для предупреждения обрыва и снятия растягивающих напряжений в колонне труб при гидропескоструйном вскрытии и формировании ПЗП используется фиксатор ФГ для фиксации и центровки перфоратора в заданном интервале обработки.

Техническая характеристика фиксатора ФГ

Диаметр эксплуатационной колонны, в

которой применяется фиксатор, мм......... От 120 до 168

Максимально допустимое давление, МПа 50,0

Допустимая температура на забое, °С............100

Удерживающая способность фиксатора

при давлении 22,0 МПа, т..............................................................7,7; (для Ф-95); 12,1    (для Ф-116,

Ф-139)

Подсоединительные резьбы, дюйм..........................2 (для Ф-95, Ф-116); 2    V2 (для

Ф-139)

Принцип работы и конструкция фиксатора ФГ. Фиксатор гидропескоструйного перфоратора (рис. 3.31) состоит из корпуса 1, имеющего подсоединительные насосно-компрессорные резьбы, которыми фиксатор соединяется с трубами и перфоратором. В корпусе вставлены плашки 2 манжетой уплотнения 3.

Во избежание проворачивания плашек в процессе спуска фиксатора в скважину и для удержания их от выпадения при транспортировке в корпусе имеются гнезда в виде ласточкиного хвоста, в которые вставлены планки 4, закрепленные винтами 5.

При нагнетании песчано-жидкостной смеси плашка фиксатора выдвигается до упора в стенку колонны и удерживает перфоратор и колонну труб в заданном положении.

Для создания круговых горизонтальных щелей или каналов-секторов в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта гидропескоструйным методом применяется глубинный вращатель гидропескоструйного перфоратора ВГ1 (рис. 3.32). Вращатель применяется в скважинах диаметром 120 мм и более:

при вскрытии продуктивного пласта;

для направленного инициирования трещин гидроразрыва; при установке водоизоляционных экранов; при вырезке обсадных колонн.

Техническая характеристика ВГ1

Количество полных оборотов........

3

Регулируется длиной, диаметром капилляра и вязкостью жидкости, заполняющей под-поршневую полость 115 28 1 700

50.0

15.0    — 30,0 1 00

80


Скорость вращения перфоратора

Максимальный наружный диаметр, мм.........

Минимальный внутренний диаметр, мм........

Длина, мм...................................................................

Давление испытания, МПа...................................

Рабочее давление, МПа.........................................

Максимально допустимая температура, °С... Масса, кг.....................................................................

Глубинный вращатель гидропескоструйного перфоратора ВГ1 представляет собой гидравлический поршневой двигатель, использующий энергию потока рабочей жидкости.

Он состоит из следующих деталей (см. рис. 3.32): переходника перфоратора 1, уплотнительных колец 2, 8, 9, 18, 19, стопорных шайб 3, 7, гайки 4, шайбы 5, упорной втулки 6, шарикоподшипника 10, капилляра 11, корпуса 12, заправочного клапана 13, полого вала 14, гайки со стаканом, стопорных винтов 15, стопорного кольца 16, поршня 17, фильтра, переходника труб.

Вращатель выполнен в виде цилиндра (корпус 12), внутри которого помещен кольцевой поршень 17, двигающийся по верхней цилиндрической части полого вала 14. Полный вал 14 опирается на упорный подшипник 10. Поршень 17 внешней поверхностью контактирует с корпусом 12, а внутренний — с полым валом 14 (через уплотнения соответственно 18 и 19).

Рис. 3.32. Глубинный вращатель гидропескоструйного перфоратора ВГ1

На полом валу 14 имеется наружная резьба, находящаяся в зацеплении с такой же резьбой в гайке со стаканом 15. На гайке со стаканом 15 имеются выступы, которые входят в соответствующие им пазы корпуса 12 (см. рис. 3.32 сечение В —В), благодаря чему на резьбовом участке гайка со стаканом движется поступательно, а вал с закреплением на нем перфоратором вращаются.

Возникающие осевые усилия воспринимаются упорным подшипником 10, расположенным в корпусе 12 и опирающимся на упорную втулку 6. Осевой зазор упорного подшипника 10 регулируется гайкой 4.

На хвостовую часть полого вала закрепляется переходник перфоратора 1, служащий для присоединения перфоратора.

Переходником труб устройство соединяется с колонной труб. Хвостовая часть переходника труб является сепаратором, предупреждающим попадание песка в надпоршневую полость.

При нагнетании жидкости в трубы давление воздействует на поршень 15, и он вместе с гайкой со стаканом 15 опускается. Так как гайка со стаканом 15 не может вращаться, то вращается полый вал 14, к которому присоединен перфоратор. Чтобы вращение перфоратора проходило с нужной скоростью, подпоршневое пространство через заправочный клапан 13 заполняется жидкостью, которая выдавливается поршнем 17 через капилляр 11 в межтрубное пространство. Подбирая значение вязкости жидкости, длину и сечение капилляра 11, устанавливают желаемую скорость вращения перфоратора.

Такая конструкция устройства для вращения перфоратора позволяет создавать в станке скважины кольцевые или прерывистые щели (в зависимости от скорости вращения, количества насадок и продолжительности обработки).

До спуска вращателя в скважину на ней проводятся подготовительные работы по глушению и промывке, а на наконечнике вращателя закрепляется перфоратор, причем перед соединением вращателя и перфоратора в последнем устанавливаются шарик и чека (рис. 3.33).

Чека монтируется в верхних заглушках перфоратора и служит ограничителем подъема шарика клапана, предупреждающим перекрытие труб при обратных промывках.

Вращатель спускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах, при этом на расстоянии одной или двух труб от вращателя устанавливается муфта-репер

(цилиндр длиной не менее 0,5 м и толщиной стенок 25 — 30 мм).

Спуск инструмента на заданную глубину в скважину п р о-изводится с тщательным замером длины спущенного оборудования.


AI    I    Б

А-А    Б-Б


Рис. 3.33. Соединение перфоратора и вращателя:

1 — промывочное перо; 2 — центратор; 3 — корпус; 4 — шаровой клапан; 5 — держатель насадки; 6 — насадка; 7 — заглушка; 8 — чека; 9 — переходник перфоратора


Скважина промывается обратной промывкой, объемом промывочной жидкости, равным 2 — 3 объемам спущенных труб. Темп закачки промывочной жидкости принимается равным темпу закачки рабочей жидкости. В процессе промывки скважины определяются потери давления на трение.

Геофизическими методами определяется положение муфты-репера и базисного горизонта, зная которые и меру инструмента ниже муфты-репера, перфоратор устанавливают на заданную глубину.

Для улавливания крупной механической взвеси (шлама, гравия) из потока рабочей жидкости, в результате чего предупреждается закупорка насадок в процессе гидропескоструйных обработок скважин, применяется фильтр ФЦ-1.

Фильтр, монтируемый на нагнетательной линии, улавливает частицы шлама и гравия, попадающие в поток из песко-смесителя, а фильтры на выкиде очищают поток от обломков породы пласта, выносимых при гидропескоструйных обработках скважин.

Размер частиц, улавливаемых фильтров, мм............................................................................4 и более

Фильтр ФП (рис. 3.34) представляет собой две концент-рично расположенные трубы — фильтровую трубу 3 и кожух

2. Кроме того, в конструкцию фильтра входят два переводника 1, 4, с помощью которых собранный фильтр подсоединяется в обвязку скважины. Переводник 1 является также деталью, соединяющей кожух с фильтровой трубой.

Кожух 2 на концах имеет внутреннюю насосно-компрессорную резьбу, которая служит для подсоединения переводников 1, 4.

На боковой поверхности фильтровой трубы 3 просверлено 12 рядов отверстий диаметром 4 мм; по 42 отверстия в каждом ряду. На конце фильтровой трубы имеется наружная насосно-компрессорная резьба, с помощью которой она соединяется с переводником 1. Торец фильтровой трубы заглушен диском, в котором просверлено 26 отверстий. Суммарное число отверстий в фильтровой трубе составляет 530. При таком количестве рабочих отверстий их площадь превышает сечение манифольда в 3,5 раза, благодаря чему устройство не создает дополнительных гидравлических сопротивлений в ма-нифольде.

При движении смеси жидкости с песком или отработанной пульпы частицы, размер которых превышает диаметр отверстий, выпадают и скапливаются в кожухе, а очищенный поток песчано-жидкостной смеси поступает по насоснокомпрессорным трубам к насадкам в перфораторе или в пе-скосмеситель.

12    3    4

W 1

ЧЧЧЧЧЧЛЛЧЧ'Ч

^\\\Т1 /

чЧХХЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧ-

\VVvN|

ооооооооо

оооооооооооооо

ооооооооо

оооооооооооооо

4^9

ХЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧ

Сч^\\Ч| [.....

Направление тока жидкости в фильтрах определено указателем тока; поток неочищенной жидкости должен входить во внутрь фильтровой трубы через просверленные отверстия.

На рис. 3.35 проводятся характерные кривые ГК и НГК, полученные при контроле за местоположением перфоратора в скв. 313.

Согласно результатам радиометрических замеров, перфоратор установлен на глубине 1632,4 м, в то время как по результатам замера длины труб он должен был находиться на глубине 1640 м.

Из приведенных кривых так же видно, что глубина установки перфоратора хорошо определяется как методом ГК, так и методом НГК, но на кривой НГК лучше отбиваются продуктивные пласты и особенно базисный горизонт — кыновские глины, поэтому местоположение перфоратора предпочтительно определять снятием кривой НГК.

Рис. 3.35. Контроль за местоположением перфоратора гамма-методом 182

По этому способу при спущенном перфораторе малогабаритным прибором РКМ-4 снимается кривая НГК. По кривой НГК определяются отметки базисного горизонта или продуктивного пласта, а также местоположение муфты-репера по отношению к ним. Методом НГК четко отбивается муфта длиной 0,5 м с толщиной стенки 15 мм при скорости подъема индикатора не выше 80 м/ч.

По отметкам муфты-репера и интервалов пластов или базисного горизонта производится установка перфоратора на заданную глубину, при этом учитывается вытяжка труб от давления в процессе гидропескоструйной обработки. Растяжение колонны насосно-компрессорных труб от давления нагнетания определяется по формуле

Д1 =    ,    (3.28)

FE |

где Д1 — приращение длины; р — давление нагнетания; s — внутренняя площадь поперечного сечения НКТ; L — длина колонны НТК; F — площадь поперечного сечения тела НКТ; Е — модуль Юнга; ^ — коэффициент, учитывающий трение труб о колонну, ^ = 1,5+3.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ СОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИНЫ

(По И.Н. Гайворонскому)

0


Известно, что приток жидкости к забою гидродинамически совершенной скважины описывается уравнением Дюпуи:

q _ 2nkk(pпл - pз) _    2%kkkp    (3 1)

|i ln(RK /rc)    |i ln(RK /rc)

где Qс - дебит скважины, м3/с; k - коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м2; k - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; рпл - давление в пласте на контуре питания скважины, Па; рз - давление в скважине в интервале продуктивного пласта (забойное давление), Па; Ар - разность давлений, под действием которой пластовая жидкость продвигается к забою скважины (депрессия на пласт), Па; ^ - динамическая вязкость жидкости, Па-с; гс - радиус скважины (по долоту), м.

Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом RK, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Из рис. 3.1 видим, что в гидродинамически совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг ствола скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м, до стенки скважины радиусом 0,1 м, то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в пористом пространстве только в зоне 5,5 м вокруг скважины. 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. Выделяют три типа гидродинамического совершенства скважин:

1) по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его толщину;

2) по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;

3) по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью - зона проникновения фильтрата радиусом Rau и зона кольматации радиусом rK (рис. 3.2). Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта.

Рис. 3.1. Схема притока в гидродинамически совершенную ($) и    гидродинамически несовер

шенную скважину по качеству ( •), степени (,) и характеру („) вскрытия продуктивного пласта

—*•

Рис. 3.2. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением:

1 - стенка скважины; 2 - глинистая корка; 3 - зона кольматации; 4 - зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k1, k2 - проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата

Обозначим давление на радиусе R3Il через р2 и на радиусе кольматации rK через р 1 и примем, что приток идет от контура питания Rк к скважине с воображаемым радиусом. Согласно формуле (3.1) дебит ее будет равен

q _ 2nkh (pпд - p2) .    (3.2)

^зп ц ln(RK/ Rз.п)

Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения

Q- _ 2R 2-p))    (3.3)

ц ln(Rз.п/ rK)

и для движения жидкости через зону кольматации

r

ц ln — r

Исходя из условия неразрывности потока, когда Qc = Q^    =    QaK, и,

сравнив их, получим

Q    2%kh (рПл - p,)

(3.5)

{,    RK    1    Ra п    1    , rK (    ’

ц! ln—— + — + —^ + — ln — j

&    -^з.п    k2    rK    k1    гс j

или

Q    2nkh (Рпл - pB)

(3.6)


{, R k Rзп k . r( ц! ln—— + — + —^ + — ln — j

& Rз.п k2 rK k1 гс j

Отношения — _ в1 и k _ в2 показывают, насколько проницаемости зон

k1    k2

проникновения кольматации ухудшены по сравнению с природной. В нефтегазовой практике дополнительные фильтрационные сопротивления за счет изменения проницаемости породы в призабойной зоне называют скин-эффектом S.

Тогда формула (3.6) может быть приведена к следующему виду:

2nkh (Рпл - Рв)

(3.7)


{l Rk    s (

ц&1п—— + Sgj

где S6 = S1 + S2, т.е. скин-эффект за счет бурения состоит из суммы скин-эффектов в обеих призабойных зонах - кольматации и проникновения.

Из формул (3.6) и (3.7) получается, что

rc

И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в результате которой невозможна фильтрация в пласт, то

Se _ S1 _ (Р1 -1)ln -^.    (3.10)

c

Для оценки влияния глубины и степени загрязнения призабойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамического совершенства скважины ф = Qф/Qc.

Тогда

ф _ lnRK/ rc _ ©ф.    (3.11)

ln R^ + S6    Qc

rc

В этой формуле числитель характеризует величину основных фильтрационных сопротивлений, возникающих при плоскорадиальной фильтр ации от радиуса контура питания скважины до ее забоя. При равномерной сетке расположения скважин с расстоянием между ними 600 м и при радиусе скважины по долоту 0,1 м значение числителя равно 8. На рис. 3.3 и 3.4 изображено, как изменяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от параметров зоны кольматации и зоны проникновения. При этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером 5 см ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %.

Как было отмечено ранее, скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю его толщину, то такая скважина несовершенна по степени вскрытия пласта. В обоих случаях фактический дебит при общих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызываемых искривлением и сгущением линий потоков жидкости и газа в околоскважинной зоне пласта и на стенке скважины, вернее, на границе скважина - пласт. Сгущение потоков, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, который вскрыл бы продуктивный пласт на всю его толщину.


Рис. 3.3. Влияние параметров зоны кольматации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при в1 = 1.

Шифр кривых - степень снижения п р оница-емости в2

Рис. 3.4. Влияние параметров зоны проникновения фильтрата на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при в = 1.

Шифр кривых - степень снижения п р оница-емости в1

0123456789 Д,.„, м

Таким образом, несовершенное по степени и характеру вскрытие продуктивного пласта характеризуется коэффициентом гидродинамического несовершенства

1 К

1п-^-

Ф--r-,    (3.12)

1п ^ + C1 + С2

rc

где С1, С2 - безразмерные коэффициенты, учитывающие дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта.

Коэффициент С1 определяется степенью вскрытия продуктивного пласта, а коэффициент С 2 зависит от длины /к и диаметра dK перфорационных каналов и плотности перфорации. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов. При этом принимается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом отношении, т.е. имеют правильную цилиндрическую форму, являются чистыми по всей своей длине и вокруг них нет зоны с пониженной проницаемостью. Для такой идеализированной картины графики В.И. Щурова, как показали сравнения с математическим р ешением числовым методом М. Харриса задачи о притоке жидкости к геометрически несовершенной скважине, дают довольно точный результат в пределах исследованных значений параметров перфорации. В работе И.Н. Гайворонско-го дана оценка качественного влияния параметров перфорации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле (3.12) при условии, что продуктивный пласт вскрыт бурением на всю его толщину, т.е. С1 = 0. Результаты расчетов иллюстрируются графически на рис. 3.5 и 3.6. Из рис. 3.5 видно, что при плотности перфорации 10 отверстий на 1 м и более увеличение глубины перфорационных каналов не приводит к значительному росту коэффициента совершенства скважины. При очень больших

Рис. 3.5. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от параметров перфорации ( RK = 400 м; гс = 0,1 м):

а - от длины канала перфорации: dK = 12 мм; • - от диаметра канала перфорации: /к = 150 мм; цифры на кривых - плотность перфорации, отверстие на 1 м

Рис. 3.6. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от плотности перфорации (RK = 450 м, гс = 0,1 м; dK = 12 мм):

1, 2, 3, 4, 5 - /к соответственно 25, 50, 100, 150 и 20о мм


значениях плотности перфорации и длины каналов на этом рисунке появляется область, где значение коэффициента совершенства больше единицы, т.е. геометрически несовершенная скважина имеет в этой области более высокую продуктивную характеристику, чем если бы она была совершенной. Теоретически это объясняется с помощью закона распределения давления в пласте вокруг работающей скважины. В промысловых условиях такие случаи практически отсутствуют.

Кривые на рис. 3.5, б указывают на несущественное влияние поперечного размера каналов перфорации на степень совершенства скважин. А э то значит, что нет необходимости создавать каналы большого диаметра.

Из рис. 3.6 видно, что увеличение плотности перфорации более 20 отверстий на 1 м может быть оправдано только в случаях очень низкой пробивной способности перфораторов.

Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следующие выводы:

1)    при длине перфорационных каналов не менее 150 мм оптимальной плотностью перфорации следует считать плотность не более 12-16 отверстий на 1 м;

2) при плотности перфорации 12-16 отверстий на 1 м и длине перфорационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала более 6-8 мм практически не приводит к возрастанию степени совершенства скважин.

Указанные выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда поровая среда во всех точках пласта имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические каналы чисты по всей своей длине. Реальная картина далека от идеализированной. Схематическое изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. 3.7. Из этого рисунка следует, что в формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины необходимо ввести еще и коэ ффициент 5п (скин-эффект перфорации), учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть определен с помощью, например, геофизических исследований в скважине по параметрам зон ухудшенной проницаемости, то определить скин-эффект Бп по промысловым данным не удается.

Для оценки качества гидродинамической связи скважины с пластом п р и помощи перфорационных каналов, полученных в разных условиях, введено понятие коэффициента совершенства канала Кс, под которым подразумевается отношение затрат жидкости через перфорированную в реальных условиях цель к затратам жидкости через идеальный канал этих же размеров.

Рис. 3.7. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины:

6 - толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг пе рфо-рированного канала; k3 - проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала

Рис. 3.8 иллюстрирует зависимость коэффициента совершенства скважины от глубины перфорационных каналов при наличии вокруг скважины зоны проникновения толщиной 100 мм с ухудшенной проницаемостью до 20 раз. При длине каналов меньше глубины зоны проникновения фильтрата коэффициент совершенства имеет очень малые значения, при выходе каналов перфорации за пределы зоны проникновения коэффициент совершенства резко возрастает. Действительно, для одной и той же плотности перфорации 13 отверстий на 1 м и при снижении проницаемости породы в зоне проникновения фильтрации в 20 раз коэффициент совершенства равен 0,15; 0,20 и 0,73 при длине перфорационных каналов соответственно 50, 85 и 125 мм. Таким образом, для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раза была больше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Поскольку радиус зоны проникновения обыкновенно превышает 0,5 м, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200-300 мм, то выполнить указанные условия на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается.

На основании указанного выше формула дебита реальной скважины, пробуренной на нефтяной пласт и имеющей все виды гидродинамического несовершенства, принимает вид

О 50    100    150    200    250    300    350    1к    =    175    мм,    гс = 75 мм, RK = 300 м)

ю осн юдоп    % 1    к C C S S (

И' 1n —r + C1 + C2 + S6 + Sn)

При этом дополнительные фильтрационные сопротивления И -(C1 + C2 + S6 + Sn).

2 л kn

Для расчетов притока жидкости или времени для системы взаимодействующих несовершенных скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса. Это радиус такой фиктивной скважины, дебит которой при остальных равных условиях равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.

Исходя из этого, формулу (3.13) можно записать в следующем виде:

2nkh(pпл - Рв)    _    2пМ(Рпл - Рв)

(3.14)


u%1n — + C, + C2 + Srt + Sn*    И In ——

&    Гс    1    2    •    гПр

Отсюда выражение для оценки приведенного радиуса скважины имеет

вид:

Гпр _ Гсe-(C1+C2+Se+Sn).    (3.15)

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен зависимостью

Ф _ 1n(—кс) .    (3.16)

1n(—к/ Гпр )

В то же время изменение проницаемости породы в призабойной зоне и геометрия забоя скважины с гидродинамической точки зрения имеют очень сложную картину и не поддаются точному математическому описанию. Действительно, в реальной скважине в промысловых условиях технологи не знают, например, размеры и форму полученных перфорационных каналов, степень изменения проницаемости пород вокруг перфорационных каналов и т.д. Технологи также не имеют доскональной информации и о других параметрах, по которым определяются значения дополнительных фильтрационных сопротивлений. Поэтому определить степень гидродинамического совершенства скважины по формуле (3.16) обычно невозможно, так как неизвестны точные значения безразмерных коэффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.

В то же время, базируясь на гидродинамических методах исследования скважин, можно получить формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства, если в формулу дебита реальной скважины ввести коэффициент гидропроводности

е = kh/и.

Тогда

2nke(pпл - Рв)

1n ^ + C1 + C2 + S6 + Sn

r

2nke(pпл - Рb)


(3.18)


дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена через известные гидродинамические параметры - коэффициенты гидропроводности и продуктивности скважины.

Подставляя (3.18) в (3.17), получаем следующую формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины:

2л е    Гс

(3.19)

В формуле (3.19) величина продуктивности Пф определяется по результатам исследований скважины при стабильных режимах ее работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта е определяется по углу наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления (КВД), построенной в полулогарифмических координатах Ар - 1nt. Из теоретических основ газогидродинамических исследований на стабильных и нестабильных режимах работы вытекает, что коэффициент продуктивности, определенный по ИД, характеризует всю зону дренирования - от контура питания до стенки скважины, а коэффициент гидропроводности, определенный по КВД, характеризует так называемую удаленную от скважины зону пласта с природными фильтрационными свойствами. Этот конечный вывод позволяет интегрально оценивать зависимость изменения продуктивности скважины от суммы факторов в процессе ее строительства. На основании этих данных следует предусматривать мероприятия, направленные на интенсификацию притока из пласта.

3

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ В НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ

3.1. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА

И СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ВОД

ПРИ ЗАВОДНЕНИИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Анализ свойств и классификация химпродуктов по механизму образования водоизолирующей композиции в пластовых условиях показал, что воздействие их на обводненный пласт основывается на физико-химическом взаимодействии с породой и насыщающими флюидами. В подавляющем большинстве работ, посвященных способам ограничения движения вод в пластах, физико-химические аспекты рассматриваемого процесса исследуются применительно к отдельным реагентам и условиям коллектора без учета совокупного множества факторов взаимодействия с пластовой системой. Закономерности физико-химического взаимодействия в системе технологическая жидкость - пласт изучены недостаточно для обоснования и прогнозирования выбора химреагентов и эффективного воздействия на обводненные пласты на различных этапах разработки залежей.

Взаимодействие закачиваемых реагентов с компонентами пластовых жидкостей и пород рассматривается как один из основных факторов изменения фильтрационных характеристик коллектора. Экономически выгодно использовать такие химические продукты, которые способствуют превращению компонентов пластовых жидкостей и пород в водоизолирующий состав. Пластовая вода, нефть и порода рассматриваются не только как компоненты взаимодействующей системы, но и как потенциальные источники сырья для создания в коллекторе водоизолирующей массы, необходимой для изменения направления движения закачиваемой воды.

Учет изменчивости состава и свойств пластовых вод по месторождению, горизонтам и во времени при заводнении коллекторов является одним из основных факторов, определяющих выбор метода и реагента для воздействия на пласт. Другим не менее важным фактором является химическая активность пород по отношению к технологическим жидкостям. Для разработки эффективной технологии, основанной на использовании компонентов пластовых жидкостей и пород, необходимы подробные сведения о составе и свойствах пород, закономерностях изменения их при заводнении, устойчивости пород к разрушению при взаимодействии с химреагентами. Для оценки применимости водоизолирующих материалов для условий разработки месторождения необходим дифференцированный подход к изучению свойств пластовой воды, нефти и химического состава пород.

Состав пластовых вод при разработке нефтяных месторождений путем заводнения подвергается глубоким изменениям по химическому составу, степени минерализации и физическим свойствам, что, в свою очередь, отражается на фильтрационных характеристиках пород. Анализ большого промыслового материала по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья, Западной Сибири и других нефтедобывающих регионов и экспериментальных исследований позволяет выявить ряд закономерностей изменения состава вод при заводнении нефтяных пластов. Методически эти исследования сводятся к систематическому определению состава добываемых вместе с нефтью вод в течение продолжительного времени разработки залежей, вплоть до полного обводнения закачиваемой водой. В результате исследований установлена зависимость ионного состава пластовой воды от ее плотности, что позволило разработать методику прогнозирования изменения состава вод. Результаты этих исследований могут быть использованы при выборе способов изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах.

Как известно [4, 28, 151, 182, 186], основными веществами, растворенными в пластовых водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Диссоциируя в воде, указанные соединения образуют ионы Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Cl-, SO;;-, HCO3. В небольших количествах встречаются NH4+, NO-, Br, I-, Li+ и др. Результаты исследования ионного состава пластовых вод 152 месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и полуострова Мангышлак показывают, что в них до начала закачки пресных вод содержалось до 26 различных компонентов (табл. 3.1). Пластовые воды отличаются количественным содержанием ионов, которое изменяется по месторождениям, а на одном и том же месторождении

- по стратиграфическим горизонтам. Результаты исследований химического состава вод на заводняемых пресной водой участках 22 нефтеносных площадей Ромашкинского месторождения по горизонту Д1 показали, что со временем они приближаются к составу закачиваемых вод (табл. 3.2). При этом закономерности изменения плотности воды (рис. 3.1), косвенно связанные с изменением минерализации ее в процессе заводнения залежей, для каждой скважины носят индивидуальный характер. Известная формула [182], показывающая зависимость плотности пластовой воды от минерализации р = /(Си), не позволяет определять содержание отдельных компонентов, необходимых для количественной и качественной оценки их роли в обра-зова- нии водоизолирующей массы при взаимодействии с химреагентами.

Для получения эмпирической зависимости содержания ионов от плотности воды, поступающей в скважину вместе с нефтью, был проанализирован состав вод по скважинам, эксплуатирующимся в течение длительного времени. Для основных ионов пластовой воды горизонта Д1 Ромашкинского месторождения - Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Cl- - указанная зависимость в пределах изменения плотности пластовых вод 1030 - 1185 кг/м3 носит линейный характер (рис. 3.2) и аппроксимируется уравнением

с = суд (р - 1000) при 1000 < р < 1200,    (3.1)

где р - плотность воды, поступающей в скважину, суд - постоянная величина для данного вида иона, характеризующая концентрацию.

Полученная закономерность подтверждена результатами обработки данных об изменении состава вод при заводнении продуктивных пластов девонского горизонта и верхнего карбона на 121-м месторождении Урало-Поволжья и Западной Сибири. Для Лениногор-ской площади с применением метода наименьших квадратов полу-

Пределы отклонения фактических данных от усредненных значений концентраций, вычисленных по уравнениям (3.2 - 3.5), составили 2,4 - 6,15 % (табл. 3.3).

Химический состав и свойства пластовых и закачиваемых вод нефтяных месторождений

Наименование

параметров

Вид ионов

Месторождения Татарстана

Ромашкинское

Д1

С1в

1

БР+СТЛ

СРП

Б

ВР

Стад-

Макро-

C1-

4485,04

-

4093,2

4393,2

3472,9

3628,8

3074,6

жа1ёа

компо-

SO42-

0,24

-

18,2

20,4

25,1

15,8

25,1

Hiiia

ненты,

HCO3-

0,40

-

4,4

2,0

3,3

3,4

2,1

мг-экв/л

Ca2+

1000,14

-

551,3

526,7

451,4

514,4

521,3

Mg2+

331,29

-

262,4

284,1

230,5

362,7

281,4

Na+ + K+

3154,28

-

-

-

-

-

-

Микро-

I-/Br-

7,44/872,3

7,90/376,12

4,21/288,00

1,70/290,00

3,40/256,60

2,29/184,00

5,27/203,00

компо-

b3+/nh4+

11,3/186,7

31,92/153,54

-/116,34

-/138,58

-/104,10

-/115,20

-/83,15

ненты,

Fe2+/K+

207,2/-

160,95/-

23/ -

-

-

-

-

мг/л

Ba2+/Sr2+

80,0/438,2

-

-

-

-

-

-

B2O32-/Li+

-

-

12/-

-

-

-

-

F-/Si4+

-

-

-

-

-

-

-

NO2-/Fe3+

-

-

-

-

-

-

-

5H

5,8

5,8

5,8

5,7

5,9

6,1

6,7

Плотность, кг/м3

1183,1

1165,1

1158,3

1162,1

1130,1

1132,7

1118,9

Вязкость, мПа-с

1,92

1,47

1,45

1,46

1,40

1,42

1,38

Продолжение табл. 3.1

Наименование

параметров

Вид ионов

Месторождения Башкортостана

Ianoi6ia^y Naia6neie iae.

Туймазинское

Арланское

Запруднен-

ское

Краснояр

ское

Д1

пластовые

воды

закачиваемые воды

горизонт С1

речная

сточная

горизонт С1

горизонт С11

Содер

Макро-

C1-

4864,52

-

0,50

2742,66

4330,100

1650,70

4597,18

жание

компо-

SO42-

0,48

12,88

4,60

20,05

2,220

4,23

16,88

ионов

ненты,

HCO3-

-

-

5,30

2,58

1,550

0,82

7,92

мг-экв/л

Ca2+

1368,46

697,92

6,20

731,36

413,216

651,50

391,00

Mg2+

401,47

461,37

3,00

252,22

211,15

60,83

212,50

Na+ + K+

3085,88

3288,17

1,20

1781,58

3702,83

1252,17

4026,09

Микро

I-/Br-

5,00/1148,00

9,00/509,00

-

-

-

- /585,00

9,00/649,00

компо

B3+/NH4+

-/154,00

-/184,00

-

-

-

-

-

ненты,

Fe2+/K+

-/200,0

-

-/0,5

-/49,2

-

-

-

мг/л

-i-

Sr

/

+

B

-

-

-

-

-

15,0/-

-

B2O32-/Li+

-/36,0

-/77,0

-

-

-/49,2

-/124,0

-/153,0

F-/Si4+

-

-

-

-

-

-

-

NO32-/Fe3+

-

-

-

-

-

0,8/-

-

бы

6,8

6,8

7,4

5,5

-

-

-

Плотность, кг/м3

1191

1171

1000

1120

1184

1070

1162

Вязкость, мПа-с

1,98

1,88

1,08

1,46

1,63

1,30

1,47

Продолжение табл. 3.1

Наименование

параметров

Вид

ионов

Месторождения Тюменской области

Мамонтовское

Самотлорское

Правдинское

сеноман

БС10

сеноман

А2-3

А4-5

Б8

БСб

БСу

Содер

Макро

Cl-

306,5

275,00

315,40

430,0

419,9

471,20

226,5

224,00

жание

компо

SO42-

-

0,13

-

-

-

-

0,4

-

ионов

ненты,

HCO3-

3,0

13,50

2,6

30,0

16,40

3,20

22,8

28,0

мг-экв/

Ca2+

22,0

18,10

31,90

64,00

28,37

114,26

4,5

8,3

Mg2+

7,0

3,20

10,44

12,0

27,58

3,94

1,9

2,2

Na+ +K+

-

-

-

-

13,00

-

244,8

241,5

Микро

I-/Br-

22,80/44,60

19,97/53,05

10,10/42,30

13,50/49,10

13,20/59,10

11,2/66,40

20,4/46,30

20,01/44,71

компо

B3+/NH4+

8,80/-

18,20/-

13,20/-

22,00/-

20,60/-

20,6/-

62,3/24,0

-/18,0

ненты,

Fe2+/K+

-/48,00

-/54,00

-/50,00

- /96,00

- /80,00

-/90,00

-

-

мг/л

Ba2+/Sr2+

-/52,00

-/56,00

-/65,30

-/160,00

-/163,00

-/293,8

-

-

B2O32-/Li+

-/0,13

-/9,66

-

-

-

-

-

-

F-/Si4+

-/8,00

1,80/11,70

0,83/3,30

2,16/17,20

2,34/16,50

4,5/18,6

-/30,60

-/37,00

NO32-/Fe3+

6452,00/-

6153,4/-

6340,0/-

8188,00/-

8748,00/-

8193,0/-

-

-

Наименование

Вид

Месторождения Тюменской области

параметров

ионов

Мамонтовское

Самотлорское

Правдинское

сеноман

БСю

сеноман

А2-3

А4-5

Б8

БС6

БС7

бы

7,4

-

7,15

7,9

7,6

7,0

6,8

7,6

1лотность, кг/м3

-

-

-

1015

1015

1018

1010

1010

Минерализация, г/л

18,0

17,15

18,46

24,3

25,56

27,45

502,5

504,0

Вязкость, мПа-с

-

-

-

1,33

1,33

1,38

1,24

1,24

Продолжение табл. 3.1

Наименование

параметров

Вид ионов

Месторождения Гурьевской области (Казахстан)

Сев. Макат

Южн. Макат

Ю.-Вост.

Макат

Ю.-Вост.

Макат

Сев. Макат

Доссор

Зап. Ис-кине

Зап. Ис-кине

Содер

Макро

Cl-

2192,40

2433,92

2977,13

4326,76

3728,73

1598,59

3151,44

5288,17

жание

компо

SO42-

-

-

-

-

C^

Сл.

7,75

2,01

ионов

ненты,

HCO3-

1,89

7,33

2,69

2,13

1,15

9,84

24,10

1,87

мг-экв/

Ca2+

123,00

81,70

150,70

245,00

176,60

99,50

46,90

82,15

Mg2+

125,58

167,25

149,42

91,67

158,92

145,00

124,50

91,08

Na+ +K+

-

-

-

399,13

-

-

-

-

Микро

I-/Br-

0,64/101,50

Сл./100,60

Сл./117,20

2,10/141,40

1,40/132,90

-

- /94,40

-/103,00

компо

b3+/nh4+

-

-/22,97

-/22,97

-/26,78

-/26,78

-

-

-/15,30

ненты,

Fe2+/K+

-/158,90

-/193,90

-/218,80

- /333,00

-

-

-/444,80

-/453,60

мг/л

+

2r

S

/

2+

B

9,1/-

11,6/-

10,0/ -

10,0/ -

10,4/-

-

-

9,1/-

B2O32-/Li+

-

-

-

-

-

-

-

-

F-/Si4+

-

-

-

-

-

-

-

-

NO32-/Fe3+

-

-

-

-

-

-

-

-

бы

-

7,0

-

-

6,2

-

5,7

-

Плотность, кг/м3

1,0860

1,0950

1,1110

1,1480

1,1440

1,0595

1,1870

1,1962

Минерализация, г/л

2227,7

2460,5

2554,9

Вязкость, мПа-с

1,31

1,31

1,40

1,42

1,41

1,27

1,91

1,94

Рис. 3.1. Изменение плотности добываемой воды при заводнении пласта Дх Ленино-горской площади:

6303, 6302, 6218, 6069 - номера скважин

Таблица 3.2

Ионный состав пластовой и закачиваемой вод на месторождениях Татарстана

Наименование

показателей

Концентрация ионов в воде

пластовой

закачиваемой

мг/л

мг-экв/л

мг/л

мг-экв/л

HCO3-

24,4

0,40

122,0

2,00

Cl-

159028,0

4485,00

111,9

3,30

SO42-

11,5

0,24

162,9

3,39

Ca2+

20042,9

1000,14

97,0

4,34

Mg2+

4028,5

331,29

14,5

1,19

Na+ + K+

72548,4

3154,28

72,7

3,16

255683,7

8971,42

576,0

17,38

ph

6,0

-

7,6

-

Плотность, кг/м3

1189,1

-

1000,6

-

В отличие от основных компонентов пластовой воды концентрации ионов SO;;-, HCO3-, рН среды при снижении плотности извлекаемой воды увеличиваются. Максимальные значения содержания SO;- наблюдаются при плотности 1020 - 1080 кг/м3 (рис. 3.3). По мере снижения плотности до 1020 кг/м3 имеющие кислую среду воды девонского и бобриковского горизонтов (рН = 4,2^6,2) приобретают слабощелочную (рН = 7,0^7,5) реакцию, приближаясь к рН закачиваемой воды (рис. 3.4).

Таблица 3.3

Рис. 3.2. Графики зависимости содержания ионов от плотности пластовой воды


Плотность воды.


Пределы отклонения фактических значений содержания ионов от расчетных

Ионы

Пределы отклонения, мг-экв/л

Отклонения, %

Са2+

±64,98

±6,15

Mg2+

±18,87

±9,2

Na++K+

±265,59

±3,2

Cl-

±215,80

±2,4

Рис. 3.3. Зависимость концентрации ионов SOj- от плотности попутной воды:

1 - вода скважины № 42 пласта А4 Козловского месторождения; 2 - вода скважины № 839 пласта Д1 Ромаш-кинского месторождения; 3 -вода скважины № 680 пласта Д1 Ромашкинского месторождения

5_i_i_i_i_i_i_i_i-1-

1000 1020    1060    1100    1140    1180

Плотность, кг/м 3

Рис. 3.4. Зависимость рН среды от плотности воды, поступающей из пласта горизонта Дх Абдрахмановской площади

По микрокомпонентному составу воды девонского и бобриков-ского горизонтов относятся к бромисто-железистым (табл. 3.4). В бобриковском горизонте содержание микрокомпонентов в 2 - 2,5 раза меньше, чем в водах девона, что согласуется с выводами других исследователей о росте их концентрации с увеличением глубины залегания пластов [28, 36, 182, 189]. При снижении плотности воды концентрация микрокомпонентов в попутной воде уменьшается.

Содержание ионов в пластовой воде различается как по отдельным месторождениям, так и по разрезу одной и той же залежи, кроме того, общая минерализация и химический состав вод существенно изменяются в процессе заводнения, поэтому необходим дифференцированный подход к выбору химреагентов. С целью оптимального применения химреагентов в технологических процессах необходимо прогнозировать и учитывать изменение состава пластовых вод.

Выполненные исследования позволили предложить методику прогноза ионного состава пластовой воды, используя зависимости содержания ионов от плотности воды (формулы 3.1 - 3.5). Методика основывается на экстраполяции значений плотности воды для каждого объекта (скважины) с использованием фактических данных за

Таблица 3.4

Содержание микрокомпонентов в пластовых водах

Горизонт

Плот

ность,

кг/м3

Концентрация ионов, мг/л

I-

Br-

B2-

MH4+

Fe2+

Са2+

Ba2+

Sr2+

Девонский

Бобриков-

ский

1,183

1,165

7,44

7,90

372,31

376,12

11,80

31,92

186,70

153,54

207,27

160,95

1545,67

160,95

80,05

438,27

предыдущие 5 - 7 лет. Для краткосрочного прогнозирования были использованы методы аналитической аппроксимации эмпирических данных функций различного вида и математической статистики [117, 122, 222].

Для скважины 6069 Лениногорской площади (см. рис. 3.1) по данным за 1976 - 1979 гг. прогнозируемая область изменения плотности воды описывается аппроксимирующей функцией вида

р = a0 tb0 + 1,    (3.6)

где t - годы эксплуатации скважины, начиная с первого года прогноза, t = 1, 2, 3, ... n; a0 и b0 - коэффициенты, характеризующие отклонения плотности от единицы.

Подставляя значение плотности в формулу (3.1), получим

Суд= Суда^0.    (3.7)

Для ионов С1- численные значения a0 и b0 составляют соответственно 0,1752 и -0,4516; суд= 25588,32 (формула 3.3), тогда

сС1 = 25588,32-0,1752 Г04516.    (3.8)

Контрольные измерения плотности воды в этой скважине по истечении пяти лет показали, что максимальное отклонение расчетных данных по формуле (3.8) от фактических значений не превышает 4,2 %.

В пластовых водах кроме неорганических соединений содержатся нафтеновые и гуминовые кислоты и бензол. По данным института ТатНИПИнефть, в водах бобриковского и девонского горизонтов концентрация нафтеновых кислот колеблется в пределах 2,3 - 3,8 г/л, гуминовых 1,7 - 2,0 мг/л. Воды нефтяных месторождений Ура-ло-Поволжья, Западной Сибири, полуострова Мангышлак и других районов содержат богатую и разнообразную микрофлору. Необходимость учета этого при решении промысловых задач показана в работах [21, 22, 69, 19]. Результаты экспериментов показали, что жизнедеятельность микрофлоры пластовых вод приводит к биологическому разложению частично гидролизованных полиакриламидов на 60 - 70 %, что приводит к снижению вязкости раствора полимера в 1,5 - 2,6 раза.

Таким образом, состав и свойства пластовых вод при заводнении нефтяных залежей изменяются в широких пределах. При решении практических задач по выбору способов воздействия на нефтеводонасыщенные пласты этим и обусловливается необходимость детального изучения их и прогнозирования на определенный период как одного из основных факторов, определяющих выбор химреагента и эффективность его применения.

3.2. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ НЕФТЕЙ С ВОДОИЗОЛИРУЮЩИМИ МАТЕРИАЛАМИ

Состав и свойства нефтей различных месторождений, как углеводородного сырья, хорошо изучены применительно к технологическим процессам нефтевытеснения и интенсификации добычи и подготовки ее на промыслах [1, 4, 36, 143, 149, 168, 170, 174, 178 и др.]. Содержание углеводородов в нефти превышает 75 %, а доля неуглеводородных компонентов, таких как сера, кислород и азот, а также металлоорганических компонентов и органических солей колеблется в широких пределах. В пластовых условиях активность определяется главным образом близкими по своим физическим и химическим свойствам асфальто-смолистыми компонентами с молекулярной массой более 500-600 [178]. В отличие от смол, имеющих молекулярную массу 500 - 1000, асфальтены нерастворимы в низших метановых углеводородах С37, имеют более высокую молекулярную массу (1000 - 5000).

В диспергированном состоянии асфальтены не соединяются в большие ассоциаты и не осаждаются из нефти и битума, что объясняется расположением алифатических заместителей по краям ас-фальтеновых молекул, и в зависимости от химического состава нефти асфальтены могут находиться в виде истинных или коллоидных растворов. В высоковязких нефтях асфальтены находятся в коллоидном состоянии, т.е. они представляют дисперсную фазу, а углеводороды и смолы - дисперсионную среду [149, 174].

Смолы и асфальтены - наиболее полярные компоненты нефти, что обусловлено наличием гетероатомов и функциональных групп. В асфальтенах содержится до 0,2 % (масс.) ванадия и 0,06 % никеля, образующих металлоорганические комплексы (порфирины). Поверхностная активность порфиринов зависит от содержания в их молекулах карбоксильных групп, придающих молекуле четко выраженный полярный характер [115, 149]. С увеличением содержания порфиринов поверхностная активность асфальтенов, а следовательно, и нефтей, повышается.

В процессах вытеснения нефти из пористой среды основное внимание уделяется таким параметрам, как межфазное натяжение, вязкость, а при добыче нефти - выделению ее отдельных компонентов (парафинов и асфальтосмолистых веществ). Влияние нефтей на свойства химически активных водоизолирующих материалов практически мало изучено, хотя взаимодействие их является сложным процессом, сопровождающимся образованием соединений с новыми свойствами. При этом необходимо учитывать такие противоречивые особенности технологического процесса, как закупоривание обводненных зон пласта при увеличении проницаемости относительно нефти.

Свойства нефтей необходимо рассматривать, с одной стороны, для выявления возможности селективного воздействия на продуктивный пласт, с другой - для изыскания таких реагентов, которые при взаимодействии с нефтью образуют в нефтенасыщенном коллекторе водоизолирующую массу.

Многие нефти в пластовых условиях обладают структурномеханическими свойствами [74]. Поверхностно-активные компоненты нефти образуют пространственную структуру, препятствующую движению нефти в пористой среде. Вязкость пластовой воды, как правило, не превышает 1,4 - 1,9 мПа-с, что в несколько раз ниже вязкости нефти. Эта особенность свойств пластовых жидкостей, обусловливающая различный характер сопротивления пористой среды, способствует избирательному нагнетанию технологической жидкости в обводненную часть пласта и была использована на Туймазин-ском месторождении при селективном ограничении водопритоков в добывающие скважины с применением отверждающих смол ТСД-9 [31] и на Самотлорском - с применением глинистой суспензии [11]. Нефть по своим поверхностным свойствам относится к гидрофобным жидкостям, чем обусловливается низкая фазовая проницаемость пород для гидрофильных водоизолирующих составов.

Избирательное действие реагентов (см. табл. 2.6) способствует изменению свойств поверхности пород, находящихся в контакте с нефтью [115]. Нефти, содержащие нафтеновые кислоты, проявляют высокие поверхностно-активные свойства относительно щелочей. Проницаемость нефтенасыщенной части коллектора сохраняется после обработки пластов ионогенными полимерами типа ПАА при существенном уменьшении ее в водонасыщенной части в результате адсорбции на поверхности породы и механического удержания полимерных частиц [55, 114 и др.]. В нефтяной среде частично гидролизованные полиакриламиды не проявляют свои ионогенные свойства и адсорбируются значительно меньше, чем в водной среде. Как показали результаты исследований на линейных моделях пласта с пористой средой из кварцевого песка, при одинаковых условиях фильтрационное сопротивление нефтенасыщенных интервалов снижается существеннее, чем водонасыщенных (табл. 3.5).

Изменение остаточного фактора сопротивления нефтеводонасыщенных пластов при обработке полимерами

Проницаемость пласта, мкм2

Остаточный фактор сопротивления после обработки

гипаном

МАК-ДЭА

ПАА

вода

нефть

вода

нефть

вода

нефть

0,55

6,5

2,95

4,9

1,68

2,5

1,20

1,22

14,4

1,85

10,1

0,89

1,6

1,10

1,80

16,0

1,51

12,1

1,16

1,3

1,04

2,20

28,1

1,28

15,9

1,00

1,1

1,00

Более низкое фильтрационное сопротивление нефтенасыщенной пористой среды по сравнению с водонасыщенной при обработке указанными полимерами связано не только с адсорбционными процессами, но и взаимодействием полимеров с нефтью. Как показали результаты экспериментальных исследований, при смешении раствора гипана с нефтью, как и с эмульсией электролитов, образуется подвижная масса, которая сохраняет свою подвижность и после интенсивного перемешивания (табл. 3.6). Однако ввиду быстрого расслоения смеси на гипан и эмульсию не всегда удавалось оценить ее вязкость вискозиметром ВПЖ-3. Во всех случаях в присутствии нефти гипан не высаживался из раствора, в том числе и при длительном хранении смеси. Отсутствие обменных реакций между частично гидролизованным ионогенным полимером и низкомолекулярными электролитами при наличии нефти можно объяснить наличием углеводородной оболочки на поверхности полимерного раствора, экранирующей катионы, образующейся в результате взаимодействия функциональных групп полимера с химически активными компонентами нефти. Таким образом, селективность воздействия ионогенных полимеров на нефтеводонасыщенный пласт основывается не только на высаживании полимера катионами пластовых вод, как утверждается во многих работах, но и на взаимодействии с нефтью.

Возможность получения водоизолирующих композиций в пласте с участием нефти основывается на следующих ее свойствах. Смоли-стоасфальтеновые вещества (САВ) подвергаются таким химическим превращениям [149], как окисление, галогенирование, гидрирование, хлорметилирование и конденсация асфальтеновых концентратов с формальдегидом. В условиях высоких температур (более 370 К) сульфирование САВ приводит к образованию полифункциональных катионитных мембран, которые могут быть использованы как водоизолирующий материал. Реакция может протекать и при низких тем-

Характеристика продуктов взаимодействия гипана с эмульсией нефти и электролитов при объемном соотношении 1:2

Состав эмульсии, см3

Плотность

Вязкость смеси ги-

Состояние смеси гипана

нефть

пластовая вода горизонта Д1

25%-ный

раствор

CaCl2

эмульсии,

кг/м3

пана с эмульсией, мПа-с

с эмульсией

200

-

-

889

-

Происходит расслоение нефти и гипана

198

2

-

892

-

Расслоение эмульсии и гипана

190

10

-

892

-

Расслоение эмульсии и гипана

180

20

-

898

-

Расслоение, в зоне контакта образуется загущенная масса

100

100

-

1042

167,1

Расслоение, в зоне контакта образуется загущенная масса

50

150

1099

Образуется подвижная масса при смешении, затем происходит расслоение

-

150

-

-

-

Структурированная масса

190

10

-

35,8

Расслоение, в зоне контакта образуется загущенная масса

180

20

-

44,0

Расслоение, в зоне контакта образуется загущенная масса

150

50

79,0

При перемешивании образуется вязкая масса, эмульсия и гипан расслаиваются

100

100

176,0

При перемешивании образуется вязкая масса, эмульсия и гипан расслаиваются

50

150

При перемешивании образуется вязкая масса, эмульсия и гипан расслаиваются

10

190

При перемешивании образуется вязкая масса, эмульсия и гипан расслаиваются

пературах с образованием кислого гудрона и других сульфопродук-тов [150].

Исследования показали, что количество и свойства образующегося кислого гудрона зависят от содержания в нефти асфальтенов и смол. Так, на Ромашкинском месторождении с учетом одинаковых объемов из нефти девонского горизонта при взаимодействии с серной кислотой выделяется в 2,7 раза меньше кислого гудрона, чем из нефти верхнего карбона. Методические вопросы этих исследований приводятся в работах [92, 155, 192]. При превращении кислого гудрона в водоизолирующую массу его вязкость со временем в результате структурирования смол и асфальтенов возрастает до (9 - 11)-103 мПа-с. Исследование свойств нефтей, проведенные применительно к решению задач охвата пластов воздействием, позволили разработать новые методы ограничения притока вод в добывающие скважины с применением нефтесернокислотной смеси (НСКС) [13]. Метод основывается на превращении асфальтенов и смол нефти в кислый гудрон в условиях обводненного пласта. На этой же основе разработан метод [14] с учетом высокотемпературных условий (373 - 473 К), когда в пласт закачиваются отходы процесса алкилирования парафиновых углеводородов олефиновых фракций в присутствии H2SO4. При высоких температурах в результате реакции сульфирования, разложения сульфосоединений окисиления образуется твердый продукт. В первом и во втором методе продуктивный пласт служит реактором термохимических процессов взаимодействия кислоты с нефтью и другими элементами пластовой системы.

3.3. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ПОРОД ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИМЕНИТЕЛЬНО К РЕШЕНИЮ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ

В системе пласт - технологическая жидкость породы являются, с одной стороны, средой, вмещающей пластовые и технологические жидкости, а с другой - активным компонентом взаимодействующей системы. По изменению коллекторских свойств пород в результате взаимодействия оценивается эффективность применения химреагентов для воздействия на обводненный пласт. Изучение физикохимических свойств пород обусловливается изысканием таких реагентов, которые при взаимодействии с ними в нефтеводонасыщенном пласте могут образовывать водоизолирующую массу. Известно, что минеральный состав породы обусловливает ее коллекторские (фильтрационно-емкостные), физико-химические (адсорбционные) и химические свойства. При закачивании реагентов в пласт наряду с процессами адсорбции и изменения поверхностных свойств происходит также химическое взаимодействие реагентов с минеральными составляющими коллекторов.

Продуктивные пласты основных месторождений представлены терригенными и карбонатными отложениями. Типичным для терри-генных отложений является замещение коллекторов, представленных песчаниками и алевролитами, глинистыми породами, что обусловливает литологическую неоднородность [80, 141, 174, 184, 188, 201 и др.] По гранулометрическому составу породы коллектора в терригенных отложениях, в частности горизонта Д1 месторождений

Урало-Поволжья, содержат размеры зерен 0,06 - 0,14 мм до 87 - 92 %, частицы мелкоалевролитовые (0,01 - 0,05 мм) - до 6 - 10 % и пе-литовые (менее 0,01 мм) - до 2 - 3 % [80]. По минеральному составу песчано-алевролитовая фракция этого горизонта является мономи-неральной, содержание кварца в ней составляет 98 - 99 %. В небольшом количестве присутствуют полевые шпаты, мусковиты и обычный комплекс акцессорных минералов. Пелитовая фракция представлена полиминеральным составом, в котором преобладают кварц и кальций. В глинистой фракции (мелкопелитовая с размерами зерен менее 0,001 мм) преобладает каолинит, в несколько меньшем количестве присутствуют гидрослюда, галлуазит, кварц и кальций [40, 80, 126]. В девонских песчаниках содержится около 1 % этой фракции, и, присутствуя в виде незначительной примеси, она приводит к уплотнению породы и развитию скварцования. В еще меньшем количестве в цементирующем материале отмечается присутствие регенерационного кварца и карбонатного цемента. В полимиктовых коллекторах месторождений п-ова Мангышлак, Среднего Приобья и Западной Сибири цементирующий материал в породах преимущественно глинистый, присутствует также регенерационный кварц [80, 135]. Алевролиты по минеральному составу не отличаются от песчаников, но более глинисты и карбонатны. Содержание последних достигает 9 %.

Размеры пор для пород терригенных отложений распределяются следующим образом: до 12 мкм - 16,65 %; от 12 до 16,8 мкм - 62,69 %; от 16,8 до 22,5 мкм - 16,26 %, от 22,5 до 32,05 мкм - 4,4 %. Преобладание в продуктивном пласте каналов диаметром от 12 до 16,8 мкм (62,69 %) является предпосылкой для неравномерной фильтрации жидкостей [186].

Большинство минералов, встречающихся в породах, имеют отрицательный потенциал. Исключение составляет CaCO3, который в зависимости от происхождения может иметь либо "+", либо "-" потенциал. Карбонаты неорганического происхождения (кальцит, арагонит, доломит, сидерит, перекристаллизованные чистые известняки, мрамор) в водных растворах электролитов обнаруживают положительный потенциал, а органического происхождения (ископаемые коралловые полигняки, современные и древние ракушники) могут иметь отрицательный потенциал [174]. Наличием заряда на поверхности обусловливается одно из важных физико-химических свойств пород продуктивного пласта - адсорбция, которая в определенных условиях способствует удержанию в пласте полимеров, ПАВ и других реагентов. Частицы этих реагентов могут "пришиваться" к породе, например, в результате взаимодействия с катионами поливалентных металлов, находящимися на поверхностных адсорбционноактивных центрах.

Взаимодействие химпродуктов с породами продуктивных пластов основывается на их химическом составе и способности к обменным реакциям. Применительно к решению задач ограничения движения вод с использованием компонентов породы представляют интерес процессы, приводящие к изменению структуры минералов с выделением новых продуктов, которые могут служить наполнителями в водоизолирующем составе или выполнять другие функции в зависимости от свойств реагентов. Указанная особенность свойств пород наиболее полно характеризуется энергией поглощения породами различных катионов, которая зависит от атомной массы и валентности и возрастает с их увеличением [174]:

Na2+ < (NH4X+ < K3+ < Mg22+ < Ca42+ < А^+ < Fe56+.

Общая сумма обменных катионов составляет обменную емкость, величина которой зависит от величины коллоидного комплекса, минералогического состава и рН раствора [174, 209]. Особое положение занимает водородный ион, по энергии поглощения он превышает Са2+ и находится между кальцием и алюминием. Являясь наиболее активным агентом химического разрушения горных пород, он, как следует из энергетических расчетов, не только не требует энергии извне для разрыва связей в решетке минералов, но и способствует при этом ее выделению. Высокая активность Н+ в химическом разрушении минералов объясняется тем, что, обладая ничтожными размерами, он легко проникает в решетку минерала и разрывает связи, для чего необходимы наличие "дырки" в кристаллической решетке и дефицит положительных зарядов в ней. В этом отношении наиболее благоприятными оказались минералы, содержащие, во-первых, крупные катионы Na+, K+, Ca2+ в кристаллической решетке (полевые шпаты, амфиболы, пироксены, слюды) и, во-вторых, обладающие наибольшим количеством дефектов в структурах (алюмокислородные тетраэдры и др.). Благодаря несоизмеримости, например в структуре силикатов ребер кремнекислородных тетраэдров с размерами крупных катионов, водород легко проникает в решетку этих минералов и образует с кислородом в вершине алюмосиликатных тетраэдров прочную ОН- группу, разрывая кислородные мостики 814+-О-А13+ [209]. Наиболее устойчивы к разрушению минералы, не содержащие крупные катионы типа кварца.

Наименее активными компонентами пород являются зерна кварца (кремнезема), которые могут растворяться только в плавиковой кислоте и медленно в растворах щелочей. Растворы кислот (серной, соляной и др.) в первую очередь взаимодействуют с карбонатными породами и цементом. Известняк (CaCO3), доломит CaMg(CO3)2, магнезит (MgCO3) легко растворяются в соляной и азотной кислотах. При взаимодействии карбонатных пород с серной кислотой образуется малорастворимый гипс, объем которого в 1,5 - 2,0 раза превышает объем исходного материала [150]. Для изучения возможности использования отреагировавшей с нефтью серной кислоты была исследована ее способность вступать в реакцию гипсообразования с карбонатом кальция, превращая последний в водоизолирующую массу (табл. 3.7).

Неполное растворение карбонатов, по-видимому, связано с образованием мелкокристаллического гипса, экранирующего контакт серной кислоты с породой, и обволакиванием присутствующими в кислоте органическими примесями [150, 215]. Возможность реализации данного принципа образования водоизолирующей массы испытывалась на промыслах ОАО "Татнефть". На основе этого принципа был разработан новый высокоэффективный способ ограничения во-допритоков в добывающих скважинах [13].

Таблица 3.7

Результаты исследований взаимодействия алкилированной серной кислоты с нефтью и карбонатом кальция

Объемное соотношение исходных АСК и нефти

Время контакта АСК с нефтью, ч

Содержание свободной кислоты,

% (масс.)

Количество прореагировавшего CaCO3 , % (масс.)

1:1

3

74

75

1:1

5

80

73

1:2,5

3

93

72

1:2,5

6

92

63

1:3,0

96

67

75

Аналогичные процессы растворения (выщелачивания) компонентов горных пород происходят также при воздействии пресной и насыщенной углекислым газом вод, а также водных растворов электролитов. В этом случае взаимодействие веществ идет очень медленно. При воздействии химически чистой воды в течение 15 лет на базальт, роговую обманку, ортоклаз и микроклин в раствор переходит соответственно 1,01; 0,805; 0,418; 0,365 % от веса исходных пород [125]. Минеральные компоненты пласта химически взаимодействуют с водой, водными растворами (кислыми, нейтральными и щелочными). Наряду с растворением минералов и горных пород происходят обменные реакции между ними и солевыми растворами. Поверхность минеральных зерен в результате взаимодействия с растворами изменяет свой химический состав и физико-химические свойства. Эксперименты по исследованию растворимости (разрушения) минералов пород в воде проведены в основном в статических условиях. При заводнении продуктивных пластов, длительность которого составляет 25 - 50 лет, указанные процессы происходят в динамических условиях фильтрации воды, что дает основание предположить возможность перехода в раствор большего объема пород. Растворение приведенных выше минералов в воде позволяет объяснить образование высокопроницаемых промытых зон в коллекторе при фильтрации закачиваемой воды в течение многих лет. Увеличение их проницаемости происходит не только из-за выноса неустойчивых глинистых пород, но и из-за растворения минеральных компонентов пласта. Для оценки реальных возможностей использования указанных особенностей пород был проведен анализ химсостава пород по методикам, приведенным в работе [174]. В качестве образцов использовались породы, извлеченные из продуктивного горизонта в виде кернов, которые измельчались перед анализом. Приготовленные образцы подвергались валовому (силикатному) анализу для определения в них содержания окислов и катионному обмену для определения количества обменных катионов (табл. 3.8). По результатам исследований было установлено, что главное отличие пород месторождений Татарстана и п-ова Мангышлак состоит только в количественном содержании окислов. Основным компонентом в терри-генных пластах является кварц, содержание которого изменяется от 85 до 99 % к весу сухого образца. Наибольшей обменной емкостью обладают породы месторождений полуострова Мангышлак - 15,7 -18,9 мг-экв, для нефтяных месторождений Татарстана - 6,23 - 10,4 мг-экв, что обусловлено минеральным составом цементирующего вещест- ва. В породах - коллекторах п-ова Мангышлак в глинистом

Результаты исследований химического состава пород продуктивных горизонтов нефтяных месторождений п-ова Мангышлак и Татарстана

Химический состав пород

Содержание, % к массе сухого образца

Узень XIV, скв. 3100

Жетыбай XII, скв. 245

Каламкас, скв. 78

Ромаш-кинское Д1, скв. 2340

Н.-Елхов-ское С1, скв. 2637

Ромаш-кинское Д1, скв. 15593

Карбонатный анализ (кислотная вытяжка из исходного образца)

Нераститель

0,58

92,74

34,93

98,12

99,68

99,67

ный остаток

SiO2 общая

0,23

1,41

2,01

0,45

0,30

0,33

AI2O3

0,00

0,80

2,69

0,09

0,00

0,00

Fe2O3

0,00

0,11

0,00

0,00

Следы

Следы

FeO

0,06

0,69

2,12

0,12

Следы

Следы

CaO

0,46

0,27

0,56

0,56

0,00

0,07

MgO

0,55

0,50

0,90

0,05

0,00

0,05

Na2O

-

0,12

1,36

-

-

-

K2O

-

0,14

0,14

-

-

-

SO3 общая

Следы

0,00

0,27

0,09

0,00

0,08

CO2

42,57

0,50

0,80

0,65

0,20

0,20

Прочее

44,69

2,82

4,35

0,82

0,33

0,36

Сумма

99,57

99,60

99,33

99,30

99,31

99,36

Влага при

0,15

0,35

0,58

0,16

0,08

0,09

о5

0

Силикатный (валовый) анализ

SiO2 общая

0,08

79,5

70,90

97,03

98,62

98,63

AI2O3

0,00

9,74

10,69

0,00

0,00

0,00

TiO2

0,03

0,40

0,52

0,12

0,08

0,08

Fe2O3

0,00

1,79

3,80

0,29

0,29

0,29

CaO

53,52

0,56

1,12

0,84

0,14

0,14

MgO

0,70

0,65

1,10

0,05

0,00

0,00

Na2O

0,09

2,44

3,41

0,05

0,06

0,03

K2O

0,00

2,12

3,15

0,08

0,09

Следы

SO3 общая

1,29

0,37

1,21

0,36

0,34

0,18

Прочее

44,69

2,82

4,35

0,82

0,33

0,36

Сумма

99,40

99,94

99,25

99,91

99,95

99,71

Катионный обмен

Сa2+, мг-экв

11,54

11,96

12,30

9,59

5,43

5,43

Ca2+, %

0,32

0,33

0,34

0,27

0,15

0,15

Mg2+, мг-экв

0,00

0,85

1,19

0,00

0,00

0,00

Mg2+, %

0,00

0,01

0,014

0,00

0,00

0,00

MgO, %

0,00

0,017

0,02

0,00

0,00

0,00

Na+, мг-экв

0,60

1,60

4,46

0,50

0,60

0,65

Na+, %

0,014

0,037

0,10

0,01

0,014

0,015

Na2O, %

0,019

0,05

0,14

0,015

0,019

0,02

K+, мг-экв

0,20

1,30

1,01

0,36

0,20

0,31

K+, %

0,007

0,05

0,04

0,014

0,007

0,012

K2O, %

0,009

0,06

0,05

0,017

0,009

0,014

E, мг-экв

12,34

15,71

18,96

10,45

6,23

6,39

цементе преобладают монтмориллониты и смешанно-слойные образования, характеризующиеся высокими обменными способностями. Обменная способность пород карбонатных отложений на 22 - 35 % ниже, чем терригенных.

Химическая активность пород нефтяных месторождений полуострова Мангышлак, полимиктовых коллекторов залежей Западной Сибири значительно выше, чем у пород нефтяных месторождений Татарстана. Этому способствует большое содержание глин и карбонатных компонентов, что, в свою очередь, является причиной сравнительно интенсивного разрушения, и не только при прокачивании кислот и щелочей, но и воды, используемой для заводнения. Химическая активность при взаимодействии с водой или растворами солей определяется в значительной степени поверхностным растворением глинистых частиц, между глиной и раствором происходит обмен катионов. Этот процесс обмена можно рассматривать как адсорбционный между глинистыми частицами и внешним раствором. В технологических процессах бурения скважин диспергирование глин, способность к обменным реакциям и их адсорбционные свойства широко используются для приготовления коллоидных растворов, большинство которых основывается на взаимодействии глинистых частиц с различными химпродуктами, в том числе и с полимерами. Глины отличаются от других пород лишь количественным содержанием окислов (табл. 3.9).

В глинистых породах различного возраста преобладает гидрослюда, на втором месте - минералы монтмориллонита, на третьем -коалинит. Химическая активность при взаимодействии с водой или

Таблица 3.9

Химический состав глинистых пород по месторождениям, % (масс.)

Химический состав глин

Тип глины

каолинитовая (п-ов Мангышлак)

монтморилло-нитовая (Азербайджан)

гидрослюдистая

(Ленинградская

обл.)

гидрослюдистая

(Прикаспийская

впадина)

SiO2

46,87

65,04

51,21

53,13

TiO2

0,64

0,21

0,33

0,46

AI2O3

37,85

17,07

21,23

22,71

Fe2O3

1,98

3,39

4,90

3,20

FeO

-

0,21

2,94

2,16

CaO

0,67

0,83

1,29

1,18

MgO

1,18

3,53

4,24

3,43

K2O

0,51

0,15

6,23

5,96

Na2O

0,38

2,37

0,33

0,29

H2O

7,31

5,17

4,36

5,62

Прочее

2,72

6,11

7,23

1,87

Примерный химический состав пластовых вод, нефтеводосодержащих пород

Наименование

Химический

Пластовая и закачи

C1-

so4-

HCO3

Ca2+

Mg2+

Na+ + K+

I-/Br-

ваемая воды

Породы терригенных

Ti

SO3

AI2O3

CaO

MgO

Na2O

MnO

отложений

Породы карбонатных

-

O3

S

-

CaSO4

MgO

-

-

отложений

Глины

TiO3

O3

S

AI2O3

CaO

MgO

Na2O

-

Реагенты ассорти-

-(CH2-CH)n-(CH2-CH)m

—(CH2-CH)p-(CH2-CH)n-

мента водоизоли-

|

1

1

рующих материалов

NaOOC H2NaOC

CH

H2NaOC

(для полимера)

(гипан)

(полиакриламид)

растворами солей определяется в значительной степени поверхностным растворением глинистых частиц - между глиной и раствором происходит обмен катионов. Этот процесс обмена можно рассматривать как адсорбционный процесс между глинистыми частицами и внешним раствором.

Наличие у глинистых частиц положительного заряда позволяет использовать в технологических процессах очистки воды полимеры анионного характера [9, 166, 209].

Неустойчивость глинистых пород продуктивного пласта, диспергирование в водной среде, фильтрация мелкодисперсных твердых частиц глин и взаимодействие с химпродуктами на основе адсорбционных процессов являются надежной основой применения этих частиц в технологических процессах ограничения движения вод в обводненных зонах нефтяного коллектора, в том числе использования одного из компонентов продуктивного пласта в качестве водоизолирующего материала.

Продуктивные пласты представляют собой проницаемую систему горных пород, химические составы которых близки между собой и отличаются главным образом по количественному содержанию отдельных компонентов. Другим отличительным признаком является величина емкости обмена и содержание минералов с крупными катионами, высокие значения которых свидетельствуют о неустойчивости пород при взаимодействии с технологическими жидкостями (табл. 3.10).

При взаимодействии пород продуктивного пласта с закачиваемой водой, которая может иметь кислую, нейтральную и щелочную среду, происходит растворение составляющих пласт минералов, час-

состав

b3-/nh++

Fe2+/K+

Ba2+/Sr2+

B2O3/Li+

F-/Si4+

CO2-/Fe3+

B2O3

FeO/KcO

SrO

P2O5/Li2O

F-/SiO2

Fe2O3

OSO3H

K2O

R

I

C1-(Si-O

1

R

I

-Si)n- Cl 1

SiO2

CaCO3

CaMg(CO3)2

Fe2O3

R-

кислота)

1 1 OC2H OC2H5 (хлорсиланы)

(серная

тичное его разрушение и образование промытых зон, в результате чего проницаемостная неоднородность продуктивного пласта усиливается.

При закачивании технологических жидкостей происходят обменные реакции как с пластовыми жидкостями, так и с минералами пород. В результате поверхность зерен минералов изменяет свои физико-химические свойства, образуются новые минералы и химические соединения, переходящие в закачиваемую в пласт композицию. На основании этого породы пласта можно рассматривать как составляющие для образования водоизолирующей массы. Из множества вариантов использования компонентов пласта с указанной целью для реализации рекомендованы продукты взаимодействия карбонатных составляющих пород с кислотами и глинистые породы, обладающие большой емкостью обмена.

3.4. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ С ПРОДУКТИВНЫМ ПЛАСТОМ

Продуктивный пласт нефтяных месторождений представляет собой сложенную из пород различного минералогического состава (см. табл. 3.10) трещиновато-пористую среду, насыщенную нефтью и водой. Эта система, состоящая из пород и пластовых жидкостей, в начальных условиях находится в равновесном состоянии. При введении в коллектор технологической жидкости равновесие нарушает-

ся, возникает новая система порода - пластовая жидкость - технологическая жидкость, в которой происходят сложные химические взаимодействия между компонентами пластовой системы и закачиваемых жидкостей. Схематично взаимодействующую в коллекторе систему можно представить в следующем виде.

Возникающий при этом градиент химического потенциала, который зависит от вида и концентрации компонентов системы, вызывает перемещение веществ в пористой среде, т.е. градиент химического потенциала становится движущей силой процесса взаимодействия системы. В большинстве технологических операций, основанных на применении химпродуктов, указанный процесс носит диффузионный характер. Вследствие этого движение пластовой воды, представляющей коллоидный раствор, сопровождается различными видами взаимодействия с твердыми частицами породы. В результате изменяются свойства и воды, и твердого тела, а в зависимости от расстояния и времени изменяется и сам характер взаимодействия [152]. При заводнении пластов с применением пресных вод диффузионный переход частиц пород в раствор сопровождается увеличением коэффициента проницаемости пласта.

К таким процессам следует отнести возникновение осмотического давления поровой воды в водонасыщенных породах, содержащих водорастворимые соли. Оно обусловлено изменением концентрации раствора в порах грунта в направлении фильтрации. Осмотический напор в поровой воде может сильно увеличить или уменьшить избыточный напор воды при гравитационной фильтрации и даже изменить его знак [152].

Особенности перемещения веществ под действием градиента концентраций остаются в силе при закачивании в пласт технологических растворов на водной основе, имеющих иной химический потенциал, чем пластовые жидкости. В результате обменных процессов под действием диффузионных и осмотических сил в под действием диффузионных и осмотических сил в пластовых условиях происходит изменение фазового состояния ионогенных полимеров от жидкого до твердого [55], осаждение дисперсий латек-сов, мылонафтов [10, 96, 103]. Химические реакции сульфирования нефти приводят к образованию, с одной стороны, сульфокислот, способствующих вытеснению нефти из пласта [150], с другой, - кислого гудрона, который в определенных физико-геологических условиях может применяться в качестве водоизолирующих агента. В зависимости от свойств химреагентов и компонентов продуктивного пласта может образоваться нефтевытесняющий агент, водоизолирующее соединение или средство ОПЗ, изменяющее фазовую проницаемость пород относительно нефти или воды.

Взаимодействие горных пород с технологическими жидкостями можно отнести к гетерогенным процессам, которые состоят из следующих стадий:

диффузия реагента из жидкой фазы и реакционной поверхности твердого тела;

химическая реакция между обоими веществами;

унос продуктов реакции с поверхности.

В порах и трещинах, через которые происходит фильтрация вводимых в коллектор жидкостей, реагент первоначально вступает во взаимодействие с пластовой жидкостью как на фронте передвижения, так и в зоне контакта с породой, на которой образуется промежуточный слой (рис. 3.5). Свойство жидкости этого слоя во многом предопределяет характер взаимодействия закачиваемого реагента с минералами продуктивного пласта [115]. Закачиваемая вода на поверхности пород, наряду с образованием фазы с особыми свойствами, вступает в химическое взаимодействие с твердой поверхностью, образуя новые соединения, приводящие к некоторым изменениям их свойств, а в определенных условиях - к затуханию фильтрации [142]. Более интенсивно в этот процесс включаются глинистые минералы, обладающие свойством диспергироваться в результате ионообменных процессов в водном растворе. Совершенно иной характер носит взаимодействие реагентов с поверхностью пород, покрытых нефтью. Промежуточный слой, образующийся на поверхности пород из молекул углеводородов, обладает большой упругостью, и его толщина достигает (0,4 - 0,8)-10-8 м [27]. Это препятствует непосредственному контакту химреагентов с минералами, а следовательно, проявлению адгезионных сил между ними и химических реакций.

Выбор ионогенных полимеров в зависимости от свойств пластовых жидкостей для заводнения залежей объясняется следующим образом. Жидкость-носитель (вода) в кварцевых коллекторах сущест-

Рис. 3.5. Схема расположения компонентов системы горная порода — пластовая площадь — технологическая жидкость:

а - в канале пористой среды; б - сечение канала "а"; в - часть трещины; 1 - порода; 2 и 3 - соответственно технологическая и пластовая жидкости; 4 - зона смешения

венного влияния на фильтрационные свойства не оказывает. Основное изменение гидродинамики обводненного пласта происходит в результате взаимодействия полимерных частиц непосредственно с породой и пластовыми жидкостями. Диффундируя из жидкой фазы, они адсорбируются и механически удерживаются в пористой среде. Экспериментальные исследования, проведенные с гипаном и полиакриламидами, показали, что механизм изменения фильтрационного сопротивления пористой среды зависит от минерализации воды. В связи с этим для ограничения притока минерализованных вод в скважины были рекомендованы производные акриловых кислот с высокой степенью гидролиза, позволяющие использовать в качестве структурообразователя катионы поливалентных металлов пластовых вод [55, 99, 100]. Полиакриламиды, наоборот, водоизолирующие свойства проявляют в среде пресных вод, резко теряя свои вязкостные свойства при незначительном содержании солей - более 4 - 5 г/л [58, 60], что исключает превращение компонентов пластовой воды в водоизолирующую массу. В то же время ПАА обладают высокими флокулирующими свойствами относительно дисперсных частиц горных пород, находящихся во взвешенном состоянии. Это свойство полиакриламидов было реализовано для превращения мелких частиц пород в водоизолирующую массу в слабоминерализованной воде [13, 155].

Выбор реагента должен производиться в зависимости от физикохимических свойств пород и пластовых жидкостей с учетом изменения химического потенциала компонентов пластовой воды при заводнении и прогноза ее ионного состава с использованием зависимости его от плотности воды (формулы 3.2 - 3.8) по приведенной выше методике.

Другим важным фактором взаимодействия химреагентов является избирательность действия закачиваемых реагентов на водонасыщенные зоны коллектора. В решении задачи избирательного воздействия на частично обводненные пласты практически фокусируются все основные требования к химпродуктам, применяемым для управления подвижностью пластовых жидкостей: фильтруемость в пористую среду;

избирательность физико-химических свойств относительно нефти и воды;

регулируемость процесса физико-химических превращений в пластовых условиях во времени и фильтрационных характеристик пород в зависимости от состава и коллекторских свойств.

Избирательность действия ионогенных полимеров на обводненные продуктивные пласты практически целиком и полностью основывается на физико-химических процессах взаимодействия с пластовыми жидкостями. Наряду с изменяющимися в водной среде свойствами они практически инертны относительно углеводородных жидкостей, т.е. в них не проявляется ионная сила полиэлектролитов. Детализация перечисленных процессов относительно ионогенных полимеров показывает, что селективному воздействию способствуют следующие физико-химические факторы:

изменение фазового состояния в водной среде; химическая инертность относительно нефти;

изменение поверхностных свойств полимерного раствора в контакте с нефтью;

образование пограничного раствора в контакте с нефтью; более высокая вязкость нефти по сравнению с водой; низкая фазовая проницаемость нефтенасыщенного коллектора для гидрофильных жидкостей.

Анализ свойств водоизолирующих материалов и компонентов продуктивного пласта и изменений, происходящих при взаимодействии их между собой, показывает, что указанными физикохимическими процессами можно управлять выбором химреагентов.

При разработке новых технологий воздействия на обводненный пласт предложена методика выбора реагента, основанная на оценке следующих физико-химических процессов взаимодействия их с водоизолирующими химреагентами:

физико-химическое превращение технологической жидкости при взаимодействии с пластовой водой и нефтью;

взаимодействие реагентов технологической жидкости с минералами скелета породы пласта;

вытеснение жидкости-носителя и вспомогательных компонентов технологической жидкости (водоизолирующего состава) из обработанной зоны;

взаимодействие водоизолирующей массы с фильтрующимися через пласт нефтевытесняющими жидкостями и их компонентами.

В соответствии с перечисленной последовательностью при выборе водоизолирующих составов проводятся следующие виды исследований:

качественно оцениваются основные компоненты продуктивного пласта, т.е. компоненты с нерегулируемыми свойствами во взаимодействующей системе

laooii, =2 6,5 ii а • п; aiaa ie?a3a§e5iaa?iay,p=1155 в a/i 3

i ёапо1айa г eaeinoe:

составляется сводная таблица о составе пород и пластовых вод обрабатываемого объекта (см. табл. 3.10), на основе которой разрабатывается карта взаимодействия компонентов с химреагентом;

производится количественная оценка ионного состава вод и прогноз возможных изменений его при заводнении залежи;

исследуется состав нефти и определяются основные ее параметры

- вязкость, плотность, содержание асфальтенов, смол;

используя данные о свойствах химпродуктов (см. табл. 2.2, см. рис. 2.2 и 2.3), производится выбор химпродукта, избирательно воздействующего на нефтенасыщенный пласт и частично превращающего компоненты пластовой системы в водоизолирующую массу;

изучается влияние физико-химических превращений технологической жидкости в присутствии компонентов пластовой системы на подвижность нефти и воды в пористой среде.

Таким образом, обобщение результатов исследований позволяет констатировать, что физико-химическое воздействие пород, пластовых жидкостей и водоизолирующих химпродуктов в пластовых условиях является одним из главных факторов обеспечения избирательного воздействия на нефтеводонасыщенный коллектор.

3

НОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

3.1. РАЗВИТИЕ НОВЫХ МУН В РОССИИ

При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигается относительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработки нефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80 % запасов нефти. Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки затруднительно.

Как известно, различают остаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недрени-руемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения так называемых «целиков» нефти являются в первую очередь прони-цаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Промысловыми исследованиями установлено, что при различии проницаемостей двух про-пластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 раз и более, вода практически не поступает в низкопроницаемые пропластки, в результате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, что остаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами.

Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в частично промытых объемах пласта. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода — нефть й закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. Состав этого типа остаточной нефти отличается от состава нефти в начале разработки.

В работе [179] приводятся кривые вытеснения и диаграммы фазовых проницаемостей для нескольких месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья, сложенных карбонатными породами и песчаниками с различной смачиваемостью. Оказывается, состав и свойства остаточной нефти значительно зависят от характера смачиваемости поверхности пор пород.

При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к «поршневому», когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5— 1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью.

В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 6— 10 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.

Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти, превышающие 70 %, достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные — гидрофобны. Такая смачиваемость характерна для де-128

вонских песчаников Волго-Уральской нефтяной провинции. В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярно-защемленной нефти.

Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы.

Специфичность свойств нефтей с повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявления тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновских нефтей. Среди исследователей, работающих в этой области, можно назвать А.Х. Мирзаджанзаде, В.В. Девликамова, А.Т. Горбунова, И.М. Аметова, З.А. Хаби-буллина, А.Г. Ковалева, М.М. Кабирова и др.

Применение заводнения по традиционным технологиям предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых прослоях и зонах.

Например, на большинстве месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья очень распространено обводнение скважин по отдельным наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов. Прорыв воды в скважины и полное их обводнение (до пределов рен-

табельной эксплуатации) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины.

Приведенные факторы существенно влияют на полноту выработки запасов нефти, т.е. на конечный коэффициент нефтеотдачи пластов и на условия рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений. Так, среднепроектная нефтеотдача по месторождениям России не превышает 40— 43 %. Другими словами, около 60— 57 % начальных запасов нефти останутся не извлеченными. В табл. 3.1 приведены сведения о проектных коэффициентах нефтеотдачи по некоторым месторождениям страны, разрабатываемым в течение длительного времени заводнением.

Таблица 3.1

Коэффициенты нефтеотдачи по некоторым залежам, длительно разрабатываемым на жестководонапорном режиме [51, 57, 178, 207, 229 и др.]

Месторождение, площадь, пласт

Вязкость нефти, мПа-с

Коэффициент нефтеотдачи, доли ед.

проектный

текущий

(процент

обводнен

ности)

Бавлинское, flI

2,40

0,593

0,491 (91)

Альметьевская, Д0

4,00

0,548

0,427 (69)

Южно-Ромашкинская, flI

5,00

0,543

0,414 (84)

Абдрахмановская, Д1

2,74

0,568

0,436 (80)

Миннибаевская, Д1+ Д0

2,80

0,560

0,442 (84)

Мухановское (III объект), Д1+ flIV

0,77

0,590

0,520 (80)

Дмитровское, Сш

1,48

0,650

0,510 (82)

Кулешовское, AIV

0,65

0,620

0,560 (94)

Туймазинское, flI

2,55

0,608

0,541 (95)

Туймазинское, Дп

2,60

0,523

0,489 (91)

Константиновское, flI

1,46

0,642

0,652 (93)

Леонидовское + Серафимовс-кое, Ai

2,43

0,593

0,577 (93)

Арланская, С1-2н

18,00

0,453

0,426 (96)

Вятская, С1-2н

19,00

0,427

0,350 (92)

Арланская, С2-гк

8,00

0,247

0,042 (41)

Николо-Березовская, С1-2н

17,00

0,404

0,359 (93)

Белебеевское, flI

4,00

0,290

0,150 (97)

Знаменское, flI

3,80

0,310

0,240 (97)

Бобровское, А4

1,50

0,500

0,430 (75)

Бобровское, Б2

1,40

0,500

0,450 (75)

Покровское, А123

3,90

0,460

0,360 (49)

Покровское, Б2

2,90

0,600

0,600 (80)

Родинское, А3

15,00

0,150

0,040 (16)

Байтугановское, А4

63,00

0,200

0,040 (54)

Данные, приведенные в табл. 3.1, свидетельствуют о том, что высокие значения конечной нефтеотдачи пластов могут быть достигнуты при благоприятном сочетании факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности процесса заводнения. Напротив, неблагоприятное сочетание этих факторов может уменьшить нефтеотдачу до 10 — 20 % [57, 179, 207, 209 и др.].

В качестве примера рассмотрим одно из самых крупных месторождений страны — Ромашкинское. Пожалуй, оно является единственным, по которому будет достигнут запланированный коэффициент нефтеотдачи 0,53, так как при обводненности добываемой жидкости 87 % по состоянию на 1.01.98 г. текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,49. Практически в мире нет ни одного крупного месторождения с запасами нефти, равными и даже вдвое меньшими, чем Ромашкинское, по которому добыта половина начальных геологических запасов.

За последние годы по Ромашкинскому месторождению темп падения добычи нефти заметно снизился. Так, среднегодовой темп уменьшения этого показателя за последние 10 лет составлял 5,3 %, а за последние 3 года — 2,2 %. Из него добыто на 01.97 г. 1,92 млрд. т, что составляет 92 % от запланированного начального извлекаемого запаса [51, 57]. Однако опыт разработки Ромашкинского месторождения свидетельствует об оптимистическом варианте дальнейшей его разработки. Причем, внедрение новых методов повышения нефтеотдачи позволит существенно увеличить начальные извлекаемые запасы нефти. В настоящее время за счет применения гидродинамических методов повышения нефтеотдачи ежегодно в ОАО «Татнефть» добывается 6 млн. т нефти, за счет применения других МУН — около 3 млн. т нефти [51, 57].

Несмотря на отдельные высокие показатели коэффициентов нефтеотдачи, разработка значительной части нефтяных залежей во всех странах мира с точки зрения полноты выработки запасов нефти характеризуется как неудовлетворительная. Например, в странах Латинской Америки и ЮгоВосточной Азии коэффициент конечной нефтеотдачи составляет 24— 27 %, в Иране —    16 - 17 %, в США, Канаде, странах

Западной Европы, Саудовской Аравии — 33— 37 %.

Остаточные запасы (неизвлекаемые) нефти достигают в разных странах в среднем 55— 85% от первоначальных геологических запасов. Еще в более широком диапазоне (30— 90 %) изменяются остаточные запасы по отдельным разрабатываемым месторождениям.

Острота проблемы увеличения нефтеотдачи пластов обусловлена тем обстоятельством, что при неуклонном спаде добычи нефти, истощении легко доступных активных запасов, расположенных в благоприятных природно-геологических условиях, в стране практически отсутствуют эффективные технологии по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Имеющиеся инженерные решения в этом направлении в основном носят поисковый характер и, как правило, имеют ряд серьезных ограничений.

Доля активных запасов в стране, оцененная рядом авторов, не превышает 50 % от общего объема остаточных запасов нефти. Следовательно, перспектива всей нефтедобывающей отрасли и научных изысканий, в частности, связана с совершенствованием разработки залежей с трудноизвлекае-мыми запасами нефти.

Решение проблемы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами связано с созданием новых и усовершенствованием существующих физико-химических методов, обеспечивающих более полное извлечение нефти и уменьшение объемов добычи попутной воды. В связи с этим важное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений, вступающих в позднюю стадию, с высокой выработкой запасов и значительной обводненностью добываемой продукции.

В СССР и России начиная с 50-х годов стали настойчиво искать способы повышения эффективности заводнения нефтяных месторождений и увеличения конечной нефтеотдачи пластов.

В начале повышение эффективности заводнения осуществлялось в основном изменением схемы размещения водонагнетательных скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, избирательное, площадное и др.). Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности заводнения за счет рационального размещения добывающих скважин и др.

Результаты применения повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, на Бавлинском месторождении, Абдрахмановской и других площадях Ромашкинского и Ново-Елховского, Арланского, Туймазинского месторождений показали, что с увеличением перепада давления между пластом и скважиной происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления

с 11 до 15 МПа составляет около 20 % [51, 57 и др.]. Перевод на повышенное давление скважин позволил довести суммарный прирост добычи нефти по Ромашкинскому месторождению на начало 1980 г. до 160-106 т [51, 57, 85, 219 и др.].

В начале 60-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Эти методы были направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.

К этим способам относятся применение слабоконцентрированных растворов водорастворимых ПАВ, щелочей и полимеров, циклическое воздействие на пласт, изменение направления потоков жидкостей и другие, увеличивающие нефтеотдачу на 2— 8 % [57, 121, 166, 176, 206, 207 и др.]. К наиболее высокопотенциальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицеллярными растворами, увеличивающими нефтеотдачу на 15— 20 %. Эффективность метода вытеснения нефти углекислым и углеводородным газами, совмещенного с заводнением, занимает промежуточное положение (5— 15 %).

С ростом обводненности добываемой жидкости эффективность приведенных выше МУН снижается и при высокой обводненности они становятся малоэффективными. Поэтому масштабы их применения к 1992— 1993 гг. сократились.

Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, как было показано в предыдущих разделах, обусловливает то, что закачиваемая для ППД вода проходит по наиболее проницаемым пропласткам и слоям, оставляя не выработанными менее проницаемые прослои. Разработка продуктивных пластов системой скважин в условиях неоднородных пластов ведет к образованию застойных зон между скважинами (в том числе и в высокопродуктивных пластах), обусловливаемому гидродинамикой процессов вытеснения и распределением поля давлений в системе скважин. В таких измененных геолого-промысловых условиях разработки продуктивных пластов основным условием повышения эффективности их эксплуатации становится значительное снижение проницаемости обводненных наиболее проницаемых прослоев пласта с тем, чтобы направить закачиваемую воду в менее проницаемые малообводненные прослои, а также изменить распределение поля давлений с целью охвата заводнением застойных зон. В связи с этим были начаты и получили развитие лабораторные и промысловые исследования, направленные на разработку методов увеличения коэффициента охвата пластов воздействием закачиваемой водой.

Одной из первых технологий увеличения коэффициента охвата пласта воздействием на поздней стадии разработки явилась закачка в высокообводненные послойно-неоднородные пласты полимердисперсных систем (ПДС) [154], когда последовательно закачивали слабоконцентрированные растворы полимера и глинистой суспензии. В дальнейшем появилось большое количество технологий на основе использования полимеров, щелочей и ПАВ, основанных на осадко-гелеобразовании в высокообводненных пластах. Одним из ранних методов было применение полиакриламида со сшивателем (ацетат хрома) и простых эфиров целлюлозы. Закачка растворов этих реагентов и систем сравнительно больших объемов (200— 500 м3 на 1 м толщины пласта) позволяет снизить проницаемость высокопродуктивных хорошо промытых прослоев пласта на достаточно большом расстоянии от нагнетательной скважины. Используя идею снижения проницаемости наиболее высокопроницаемых и хорошо промытых зон пласта путем создания в пористой среде неподвижных гелей и кольматирования осадкообразующими системами, начали прменять более доступные и менее дорогостоящие реагенты и их композиции (жидкий нефелин, алюмохлорид, щелочные стоки производства капролактана, древесную муку, отработанную щелочь, различные вторичные материальные ресурсы (BMP) и др.). Вслед за гелеосадкообразующими системами начали закачивать реагенты и их композиции, улучшающие нефтевытесняющие свойства воды. Все эти методы можно рассматривать как модификации способов, основанных на использовании осадкогелеобразующих и полимердисперсных систем.

Наряду с закачкой больших объемов растворов химреагентов в последние годы начали закачивать сравнительно небольшие объемы химических реагентов, которые ведут к так называемому направленному изменению свойств призабойной зоны пласта. Одним из таких методов является применение вязкоупругих составов, представляющих собой растворы полиакриламида с повышенным содержанием сшивателя и других химических продуктов.

При разработке монолитных пластов с резкой неоднородностью по проницаемости или при наличии в разрезе двух

или более пластов (пропластков) получают применение биополимеры, гипан + жидкое стекло, управляемая гелевая система (жидкое стекло + соляная кислота), резиновая крошка, кремнийорганический продукт и другие.

В терригенных коллекторах, представленных большим количеством малопроницаемых пластов со значительным содержанием глинистых материалов, нефть вырабатывается слабо. Для их активного вовлечения в эксплуатацию разработаны различные методы: декольматация, разглинизация, воздействие на призабойную зону пласта различными волновыми и другими физическими методами в сочетании с применением химических реагентов, например, акустико-химическое воздействие (АХВ), комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ). Все большее применение находят физические методы: термобароимплозионное воздействие (ТБИВ), депрессионная перфорация (ДП), сейсмоакустическое воздействие. Эти методы применяются в нагнетательных скважинах для увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости, а также увеличения дебитов добывающих скважин.

В последние годы получают развитие методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов. Их перспектива связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и экологической безопасностью.

Биотехнологические процессы в области увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытес-нения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеводогазосодержащих пластах.

Методы вибросейсмического воздействия на призабойные зоны скважин известны уже более 20 лет, широко испытываются на промыслах, и предварительные результаты показывают их перспективность [173].

В последние годы, благодаря созданию мощных источников вибрации и теоретической разработке основ процессов локализации и накопления энергии в заданных точках, стало возможным приступить к созданию технологий увеличения нефтеотдачи пластов, особенно истощенных в процессе разработки традиционными методами. Механизм воздействия механических волн на пластовые системы и технические средства для его реализации изучаются отечественными и зарубежными авторами.

Предварительные результаты промысловых исследований показывают, что имеющиеся технические средства позволяют осуществлять воздействие целенаправленно на определенные участки пласта, охватывая весь его объем от призабойных зон скважин до наиболее удаленных участков нефтяной залежи. Это возможно при одновременном использовании нескольких поверхностных и скважинных источников вибрации. Существуют источники, основанные на различных принципах создания вибрации и передачи ее земной толще. Группирование наземных и скважинных генераторов вибрации позволяет фокусировать колебания и за счет интерференции осуществлять мощное воздействие в той или иной точке пласта. При этом недостатки тех или других генераторов как бы устраняются, а преимущества используются более полно, о чем свидетельствует мировой опыт.

Как видно из приведенного краткого обзора, за последние годы исследователями в содружестве с промысловыми инженерами выполнены значительные работы по созданию новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов, достаточно эффективные в условиях высокой обводненности нефтяных залежей.

Анализ результатов промысловых испытаний новых способов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов показывает, что для залежей, находящихся на поздней стадии разработки, наиболее перспективными являются физико-химические, гидродинамические, волновые и микробиологические методы воздействия на пласт. Применение указанных методов воздействия на обводненные пласты может привести к повышению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды или к увеличению коэффициента охвата воздействием закачиваемой водой, или одновременному увеличению как коэффициента вытеснения, так и охвата воздействием.

Таким образом, МУН пластов на поздней стадии заводнения залежей можно разделить на три группы:

1)    методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды;

2) методы, направленные на повышение охвата залежи воздействием воды;

3) методы комплексного воздействия на залежь, позво-


ляющие одновременно увеличить как коэффициент вытеснения нефти, так и охват пласта воздействием.

Методы увеличения коэффициента вытеснения нефти с использованием различных химических продуктов применяются на начальных стадиях разработки месторождений. На Ромашкинском месторождении в этот период основное внимание уделялось увеличению коэффициента вытеснения с применением ПАВ, щелочей, кислот и растворителей. В данном направлении достигнуты определенные успехи [51].

При использовании второй группы методов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора, примененяют полимеры, полимеры со сшивателями, полимердисперсные системы (ПДС), коллоидно-дисперсионные системы (КДС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС) и другие осадкогелеобразующие композиции. Эти методы наиболее широко начали применяться на поздней стадии разработки месторождений, что связано со снижением эффективности гидродинамических и ряда физико-химических методов на основе ПАВ, кислот и щелочей.

Комплексное воздействие на нефтеводонасыщенный коллектор достигается при использовании следующих технологий:

1)    закачка алкилированной серной кислоты (АСК);

2)    щелочно-силикатное и щелочно-полимерное заводнение, применение тринатрийфосфата;

3)    комбинированные технологии, основанные на закачке ПДС с поверхностно-активными веществами и щелочами, ПДС —СТА (стабилизированный тощий абсорбент) и др.;

4)    методы, основанные на совместной закачке полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и растворителей;

5)    совместное использование физических методов (акустическое воздействие, вибровоздействие) и нефтевытесняющих агентов;

6)    гидродинамические МУН.

Исходя из этих соображений автор в соавторстве с

А.Ш. Газизовым и С.Р. Смирновым предложили классификацию МУН, перспективных для применения в условиях высокой обводненности нефтяных залежей по механизму воздействия на залежь и остаточную нефть (рис. 3.1).

Рассмотрим более подробно некоторые из МУН, прошедших широкие промысловые испытания и показавших достаточно высокую технологическую и экономическую эффективность.

3.2. МЕТОДЫ, ОСНОВАННЫЕ НА УВЕЛИЧЕНИИ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

ПРИМЕНЕНИЕ ВОДОРАСТВОРИМЫХ ПАВ

[40, 57, 81, 121, 157, 159, 176, 184, 207, 229 и др.]

Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как добавок при заводнении нефтяных пластов были опубликованы в США в 40 — 50-х годах. В нашей стране эта проблема изучается более 30 лет и нашла свое отражение в работах Г.А. Бабаляна, А.Т. Горбунова, Ш.К. Гиматудинова,

В.В. Девликамова, К.Ф. Жигача, М.М. Кусакова, Ф.И. Котяхо-ва, И.И. Кравченко, И.Л. Мархасина, М.Л. Сургучева, А.Б. Ту-масяна и др.

За рубежом используют ПАВ в основном ионогенного типа в различных компонентных составах. Впервые в отечественной практике этот метод в виде водных растворов ПАВ типа ОП-10 проходил промышленные испытания с 1964 г. на Арланском месторождении. Технологии заводнения нефтяных залежей с применением водорастворимых и нефтерастворимых ПАВ испытывались на более чем 30 опытных участках месторождений России, приуроченных к различным типам коллекторов.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ типа ОП-Ю основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой с 35— 45 до 7— 8,5 мН/м и изменении краевого угла смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания (a cos0) уменьшается в 8— 10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05— 0,1 % [206, 207, 176].

При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут дифундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, отчего изменяются реологические свойства нефти. Впервые в работах В.В. Девликамова с соавторами сообщалось о диффузии в нефть неионогенных ПАВ из водных растворов.

Показано, что после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры в нефти облегчает продвижение ее капель через поры пласта й нефтеотдача возрастает. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей.

Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах заводненной части пласта, но несущественному.

Проведенные в ТатНИПИнефти, СибНИИНП и ВНИИ-нефти опыты по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения нефти из моделей пористой среды в среднем на 2,5— 3 %.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искусственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10— 15 % [176 и др.].

Приведенные данные об эффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют о существенном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых каналов. С увеличением гидрофильное™ пород эффективность применения ПАВ для довы-теснения остаточной нефти снижается.

Как показали модельные исследования, применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти значительно интенсифицирует процесс. Максимальный прирост коэффициента вытеснения при этом, по сравнению с вытеснением нефти водой без оторочки ПАВ, равный 8,3 %, достигнут при закачке 2,0— 2,5 поровых объемов растворов ПАВ. При использовании 0,05%-ных растворов ПАВ этот параметр равняется 5 % при закачке четырех поровых объемов жидкости вытеснения.

Оценки технологической эффективности заводнения опытных участков месторождений республик Башкортостана и Татарстана, а также Западной Сибири неоднократно проводились на основе coпocтaвлeния промысловых данных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках и смежных контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работ весьма неоднозначны и противоречивы.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ, определенная разными специалистами, для различных месторождений изменяется в широких пределах — от 12 до 200 т/ т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения [121].

В АО «Татнефть» по объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ находится на втором месте после закачки серной кислоты. Всего на месторождениях Татарстана закачано 56 тыс. т водорастворимых и 17 тыс. т маслорастворимых ПАВ, в том числе на Ромашкинском месторождении — соответственно 47 и 14 тыс. т. На месторождении за счет закачки ПАВ добыто 2,9 млн. т нефти. Удельная дополнительная добыча нефти составила 47,5 т на одну тонну ПАВ [57].

Метод заводнения нефтяных залежей с применением ПАВ имеет ряд недостатков [52, 112, 184, 207 и др.]. Самый большой недостаток заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это вытекает из результатов многочисленных исследований, заключается в относительно большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе.

Кроме того, неионогенные ПАВ имеют слабую биоразла-гаемость (всего 35— 40 %), что способствует загрязнению окружающей среды. Они чувствительны к качеству воды — содержанию кислорода, микроорганизмов и химических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю вследствие разрушения раствора.

Перспективу применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений исследователи и производственники связывают [207] со следующими направлениями:

1)    обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости и охвата пласта воздействием;

2)    нагнетание слабоконцентрированных (0,05— 0,5 %) и высококонцентрированных (1— 5 %) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов.

ПРИМЕНЕНИЕ НПАВ В КОМПОЗИЦИИ С ИНГИБИТОРАМИ ХИМИЧЕСКОЙ ДЕСТРУКЦИИ [60, 112, 223 и др.]

Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ хорошо сочетается с обычным заводнением, не требует больших капитальных вложений, способствует устранению ряда осложнений в добыче нефти.

Однако широко используемые неионогенные ПАВ для улучшения процессов вытеснения нефти имеют серьезные недостатки, такие как:

1)    происходит адсорбция ПАВ на поверхности породы. Величина адсорбции ПАВ зависит от химического состава пород. В ходе промысловых экспериментов на одном из участков Арланского месторождения в оценочной скв. 7533, пробуренной на расстоянии 130 м от нагнетательной скважины, после прокачивания одного объема пор 0,05%-ного раствора ОП-10 содержание ПАВ в добываемой воде не обнаружено [112];

2)    водные растворы индивидуальных ПАВ характеризуются достаточно большим межфазным натяжением на границе с нефтью;

3)    высокая чувствительность к составу и свойствам пластовых вод (содержание кислорода, микроорганизмов и механических примесей), которые могут свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора [223];

4)    недостаточная стабильность ПАВ, возможность их деструкции под воздействием различных факторов.

Важнейшим показателем, характеризующим способность неионогенных ПАВ сохранять химический состав, структуру и физико-химические свойства при воздействии пластовой воды и нефтеносной породы, а также термобарических условий пласта, является стабильность. Знание этого вопроса важно при разработке эффективных нефтевытесняющих композиций с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому определение химической стабильности различных НПАВ (например, АФ9-12, АФэ-6 и др.) в условиях, близких к пластовым, оценка количества оставшегося НПАВ и химического состава продуктов разложения является важной и актуальной. В связи с этим в БашНИПИнефти и б. НПО «Союз-нефтеотдача» были выполнены [223] исследования стабильности ПАВ в пластовых условиях.

Экспериментально показано, что в результате частичного

разрушения Неонола АФ9-12 происходит снижение поверхностной активности его водного раствора.

Разработка технологически эффективного и экономически выгодного способа заводнения с применением НПАВ с целью увеличения нефтеотдачи пластов остается одной из главных задач в разработке нефтяных месторождений. Применение поверхностно-активных веществ должно проводиться по хорошо продуманной методике, на основе тщательных лабораторных и теоретических исследований. Только в этом случае может быть получен максимальный технологический эффект. Особое внимание следует обращать на предотвращение химической деструкции НПАВ и на уменьшение адсорбции на поверхности пород.

Подбор реагентов-стабилизаторов и разработка методов защиты НПАВ от деструкции основаны на ингибировании каталитической активности компонентов пластовой среды введением в состав нефтевытесняющих композиций электро-нодонорных и электроноакцепторных добавок. В качестве возможных стабилизаторов проверялись различные химические реагенты и отходы химических и нефтехимических производств [223].

В НИИнефтеотдаче изучено и испытано в качестве возможных добавок несколько десятков химических реагентов. Испытания композиций на основе НПАВ проводились путем моделирования геолого-физических условий пластов с использованием породы и пластовой воды конкретных месторождений.

С учетом полученных результатов лабораторных исследований для слабопроницаемых карбонатных коллекторов каширо-подольских отложений Вятской площади Арлан-ского месторождения институтом НИИнефтеотдача была предложена композиция на основе НПАВ Неонола АФ9-12 с добавкой технических лигносульфонатов и Проксамина [112].

Технические лигносульфонаты являются дешевыми отходами многотоннажного лесохимического производства, добавка их позволяет снизить химическую деструкцию Неонола АФ9-12 для данного объекта с 33 до 8 % и адсорбцию на 40 %, повысить нефтевытесняющую способность на 20— 30 %. Про-ксамин позволяет в данной композиции снизить температуру застывания Неонола АФ9-12 и способствует его лучшему растворению в промысловой сточной воде.

Приведенная композиция на основе НПАВ испытана на трех опытных участках Вятской площади Арланского место-

рождения, включающих 18 нагнетательных и 71 добывающих скважин [112].

Первый цикл работ был начат в 1988 г, закачано 418 т Неонола АФ9-12, 111 т лигносульфонатов, 21 т Проксамина. Второй цикл продолжен с 1989 г., закачано 1071 т Неонола АФ9-12, 289 т лигносульфонатов, 91 т Проксамина.

Закачка композиции НПАВ осуществлялась автономно одновременно во все нагнетательные скважины опытного участка.

Анализ разработки опытных участков показал следующее:

1)    в течение длительного времени (несколько лет) добывающие скважины работали с меньшей обводненностью добываемой продукции, чем в начале эксперимента;

2)    наблюдалось увеличение дебитов добывающих и приемистости водонагнетательных скважин;

3)    произошло выравнивание профилей приемистости водонагнетательных скважин;

4)    уменьшено количество попутно добываемой воды;

5)    объем дополнительно добытой нефти составил 135 тыс. т, что соответствует минимальному приросту коэффициента нефтеотдачи 12 %.

Таким образом, промысловый эксперимент в условиях карбонатных коллекторов Вятской площади показал перспективность использования композиции на основе НПАВ и ингибиторов химической деструкции в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.

ПРИМЕНЕНИЕ МАСЛОРАСТВОРИМЫХ ПАВ [57]

Сущность механизма извлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10 % может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет в исходной дисперсии двойную функцию — как дисперсной фазы, так и стабилизатора прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей.

Дисперсия ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируется к пластовым условиям. Часть полимергомологов ПАВ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть и формирует межфазный слой («среднюю фазу») с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью, так и с водой. Этот процесс ведет к формированию

микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти и меняется с включением в ее состав нефти и воды. При увеличении содержания нефти свыше 10— 15 % эта эмульсия с дальнейшим набором нефти уменьшает вязкость,

и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет вплоть до 10— 20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позволяет увеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) и поддерживать эту величину длительное время. Таким образом, указанный метод может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

В промысловых условиях технология испытывалась с 1988 г. на большом количестве опытных участков заводненных девонских терригенных пластов месторождений республики Татарстан. Средняя начальная обводненность до начала испытаний на различных участках была равна 83— 95 %. Оценка технологической эффективности метода оказа-

Рис. 3.2. Опытный участок Ташлиярской площади по закачке ПАВ АФ6:

1 — 9    —    условные    номера    скважин;    заштрихована    доля    нефти    в    добываемой

продукции скважин

лась возможной на 31 участке. Расчеты показали, что общая дополнительная добыча с этих участков превышает 257 тыс. т нефти. Удельная технологическая эффективность составила в среднем 41 т дополнительной добычи нефти на 1 т ПАВ.

Схема расположения скважин одного из опытных участков Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения представлена на рис. 3.2.

Закачка водной дисперсии ПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. в пласт «а» скв. 1 в количестве 400 т.

Пласт «а» на опытном участке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения по участку: нефтенасыщенная толщина — 6,8 м, пористость — 20,8 %, начальная нефтенасыщенность — 84,5 %, коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.

Обводненность добываемой продукции на дату начала эксперимента составляла 83,9 %.

Дополнительная добыча нефти на опытном участке составляла 24 тыс. т, или 60 т на 1 т ПАВ.

Отмечается, что широкое промышленное внедрение маслорастворимых ПАВ в условиях Ромашкинского месторождения сдерживается из-за их высокой стоимости и недостаточной технологической эффективности.

КОМПОЗИЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПАВ СНПХ-9630 И СНПХ-9633 [168, 195, 196]

В течение ряда лет в различных научно-исследовательских институтах проводятся исследования по изысканию способов воздействия на обводненные нефтяные залежи с целью улучшения приемистости водонагнетательных скважин, уменьшения обводненности добывающих скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Один из таких способов обработки нагнетательных скважин для увеличения добычи нефти из обвод-нившихся пластов основан на использовании реагентов СНПХ-9630 или СНПХ-9633, которые представляют собой смеси ПАВ различных типов и углеводородных растворителей. Каждая из этих композиций выпускается в промышленности в виде нескольких модификаций (марок), которые различаются по составу и позволяют адаптировать реагенты к различным геолого-физическим условиям разработки залежей.

Композиции СНПХ-9630 и СНПХ-9633 при контакте с водой определенного состава как в свободном объеме, так и в пористой среде быстро образуют гелеобразные «твердоподобные» эмульсионные системы с внешней углеводородной фазой. Такие системы устойчивы к размыванию водой и разрушаются под действием нефти. Кроме того, эти композиции обладают гидрофобизирующим действием, высокой растворяющей способностью по отношению к асфальтосмолопарафиновым образованиям.

При закачке углеводородных композиций ПАВ в пласт через нагнетательные скважины они, взаимодействуя с водой, находящейся в промытых зонах, образуют высоковязкие эмульсии, снижающие проницаемость обводненных слоев. В результате поступающая следом закачиваемая вода попадает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, не охваченные ранее воздействием.

Технология увеличения добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов с помощью реагентов СНПХ-9630 и СНПХ-9633 использовалась [196] на Северо-Альметьевской, Альметь-евской, Березовской, Южно-Ромашкинской и других площадях Ромашкинского месторождения. Объектами воздействия были девонские продуктивные пласты, породы которых представлены неоднородными нефтеносными заглинизированны-ми песчаниками, чередованием песчаников и алевролитов. Проницаемость коллекторов колебалась в интервале 0,284 — 1,353 мкм2, пористость составляла 18— 22 %, коэффициент расчлененности 1,2— 6,0. Толщина интервала перфорации продуктивных пластов изменялась от 1,2 до 20,5 м. Опытные участки включали, как правило, одну нагнетательную и несколько (2— 7) гидродинамически связанных с ней добывающих скважин.

Закачка углеводородной композиции ПАВ проводилась в нагнетательные скважины, работающие как на сточной, так и пресной воде с приемистостью 118— 568 м3/сут. При проведении работ используются обычный цементировочный агрегат ЦА-320, цистерны для транспорта и емкости для технологических жидкостей. Рекомендуемый объем закачки композиций составляет 4— 10 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 25— 30 м3 на одну скважино-обработку. Продвижение реагента по пласту осуществляется закачиваемой водой. Если закачиваемая вода пресная, то после введения углеводородной композиции ПАВ в пласт закачивается буферная оторочка минерализованной воды в количестве 140— 300 м3.

Скважина пускается в работу от КНС после выдержки времени на гелеобразование в течение 24— 48 ч.

Номер

нагнета

тельной

скважи

ны

Количество закачанного реагента, м3

Показатели работы участка

Дополнительная добыча нефти, т

Продол

житель

ность

эффекта,

мес

до обработки

после обработки

Дебит

жидко

сти,

т/сут

Обводненность, %

Дебит жидкости, т/ сут

Обводненность, %

21315

23

30,9

61,5

24,6

54,0

2476

34

21433

52

33,6

85,7

35,4

77,9

2031

39

21158

52

7,8

70,6

26,8

77,6

3742

35

20937

29

66,7

91,0

49,5

84,2

706

17

6142а

58

4,0

77,5

9,4

83,7

47

1

6594а

58

6,1

56,8

7,4

60,8

3564

37

6490

44

94,1

98,0

113,9

96,9

4289

84

28712

51

202,2

99,0

203,2

96,7

1709

19

Результаты работ по некоторым опытным участкам Ромашкинского месторождения приведены в табл. 3.2.

Как видно из данных табл. 3.2, дополнительная добыча нефти и снижение обводненности добываемой жидкости по опытным участкам изменяются в широких пределах. Очевидно, это связано с тем, что основным в механизме увеличения добычи нефти является восстановление приемистости водонагнетательных скважин и очистка загрязненных интервалов перфорированной толщины пласта. К сожалению, в работе [196] не проводят сравнение профилей приемистости до и после закачки углеводородной композиции ПАВ с профилями приемистости, снятыми в момент пуска нагнетательных скважин в эксплуатацию.

МИЦЕЛЛЯРНЫЕ РАСТВОРЫ (МР) [57, 206, 207, 209 и др.]

Водные растворы современных индивидуальных водорастворимых ПАВ, находящие самостоятельное промышленное применение для уменьшения остаточной нефтенасыщенности пластов, способны снижать межфазное натяжение на контакте нефтьй вода лишь до 7— 8,5 мН/ м [176, 207, 209].

Такой раствор, как показывают многочисленные лабораторные исследования, не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта. Как видно из результатов лабораторных экспериментов [207], необходимое снижение остаточной нефтенасыщенности возможно лишь при уменьшении межфазного натяжения на контакте нефть — вода до 103 мН/м. Такое низкое межфазное натяжение достигается при использовании ми-

целлярных растворов, позволяющих устранить капиллярные силы в заводненных пористых средах.

В практике разработки нефтяных месторождений получают распространение мицеллярные растворы, при расслаивании которых активные компоненты (ПАВ), образующие высокомолекулярные агрегаты (мицеллы), сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе — водной, нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой и нефтью. Соответствующая фаза называется внешней фазой мицеллярных растворов, а сами растворы водными (прямыми), углеводородными (обратными) или промежуточными ми-целлярными растворами (микроэмульсиями).

Процессы вытеснения нефти этими растворами имеют особенности, которые обусловлены тем, что мицеллярные растворы сочетают преимущества растворителей и растворов высокоэффективных ПАВ и обладают способностью «вбирать» в себя воду и (или) нефть, снижая поверхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений и создавая тем самым условия их частичного или полного смешивания. Кроме того, тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии, обусловленной, например, различным содержанием мицеллярных солей в растворах и пластовых водах.

В состав мицеллярных растворов входят: ПАВ, углеводород, вода, стабилизатор и электролит. В табл. 3.3 приведены диапазоны изменения содержания основных компонентов устойчивых мицеллярных растворов трех категорий, разработанных в настоящее время.

Как видно из табл. 3.3, устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержания отдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные

Таблица 3.3

Изменение объемного содержания основных компонентов мицеллярных растворов, % (по массе)

Компонент

раствора

Раствор с внешней нефтяной фазой

Раствор с внешней нефтяной фазой при высоком содержании воды

Раствор с внешней водной фазой

ПАВ

Углерод

Вода

Стабилизатор

Электролит

610 35 - 80 10 — 55 2 — 4 0,01— 5

3— 6 4— 40 55— 90 0,0120 0,001—4

3— 5 2— 50 40— 95 0,0120 0,001— 4

растворы могут содержать до 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора.

Экспериментально установлено, что при вытеснении нефти из моделей однородных пористых сред мицеллярной оторочкой размером 2,5 % от порового объема извлекается 80 % остаточной нефти, а при оторочке размером 5 % от порового объема достигается практически полное вытеснение. На эффективность извлечения остаточной нефти сильно влияет правильно подобранный состав оторочки мицеллярного раствора.

Первые опытно-промысловые работы в нашей стране по испытанию технологии увеличения нефтеотдачи пластов на основе использования мицеллярных растворов (МР) были начаты в 1979 — 1983 гг. на Ромашкинском месторождении (пласт Д1 на Южно-Ромашкинской и Азнакаевской площадях) [57].

Технология заключается в нагнетании в пласт оторочки МР объемом в количестве 5— 10 % объема пор пласта, продвигаемой оторочкой раствора полимера для предупреждения преждевременного размывания оторочки МР и достижения высокого коэффициента охвата пласта воздействием. Полимер может вводиться в состав МР. В качестве основных ПАВ в составе МР на Ромашкинском месторождении использовались нефтяные сульфонаты, вспомогательными веществами — содетергентами служили низкомолекулярные спирты. В состав МР входят также углеводороды. Состав и свойства МР варьируются в широких пределах.

Перед проведением промышленных экспериментов по испытанию МР на Ромашкинском месторождении во ВНИИ-нефть провели лабораторные опыты по довытеснению остаточной нефти мицеллярно-полимерными растворами на девяти моделях пористых сред. В результате опытов по вытеснению нефти водой на линейных моделях пласта получили значение коэффициента вытеснения в среднем 68,1 %, при доот-мыве нефти оторочкой мицеллярного раствора в размере 0,1 % объема пор модели пласта коэффициент вытеснения нефти увеличился до 86,8 %, а коэффициент доотмыва составил 58,6 %. Объем дополнительно вытесненной нефти на 1 м3 использованных сульфонатов составил 22,1 м3.

Нагнетание мицеллярного раствора вязкостью 16 мПа-с вызвало снижение приемистости до 80— 100 м3/сут, а давление на устье возросло до 18— 20 МПа. Дополнительная добыча нефти, определенная по характеристикам вытеснения, составила 3,6 тыс. т [57].

Проведенные промышленные эксперименты на Южно-Ромашкинской и Азнакаевской площадях не подтвердили результатов лабораторных исследований по высокой эффективности метода. Причиной этого явилось различие лабораторных моделей пористых сред и реальных пластов по степени неоднородности. Наблюдался прорыв закачиваемого мицеллярного раствора по высокопроницаемым участкам и направлениям. Почти полный отмыв нефти резко увеличивает фазовую проницаемость для воды за фронтом вытеснения, значительно ухудшая неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и вытесняющих агентов, что способствует языкообразному движению фронта вытеснения по площади пласта. Все это привело к низкой эффективности проведенных работ.

Следует отметить, что большое количество промышленных экспериментов по применению МР за рубежом показывает достаточно хорошую эффективность этого метода.

Перспективны для увеличения нефтеотдачи пластов водные мицеллярные растворы, обеспечивающие достаточно полное вытеснение остаточной нефти и в то же время являющиеся менее дорогими по сравнению с углеводородными мицеллярными растворами.

3.3. МЕТОДЫ, ОСНОВАННЫЕ НА УВЕЛИЧЕНИИ КОЭФФИЦИЕНТА ОХВАТА ПЛАСТА ВОЗДЕЙСТВИЕМ

ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИМЕРОВ

[8, 121, 135, 166, 184, 227, 224, 236 и др.]

Полимерное заводнение пластов является одним из основных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Его применение основано на способности полимера даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пласта заводнением.

Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. При массовом содержании их в растворе 0,01— 0,1 % вязкость ее увеличивается до 3— 4 мПа-с. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкости нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью

пласта по проницаемости. В процессе фильтрации полимерных растворов в пористой среде они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 1020 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы рационально применять в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью увеличения охвата их заводнением и улучшения полноты вытеснения нефти из пористой среды.

Научные и технологические основы применения полимеров широко исследованы и изложены в трудах многих авторов [121, 184, 166, 236 и др.].

Полимерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей: пропускная способность пористой среды для водного раствора полимера уменьшается гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость по сравнению с водой. Это явление характеризуется «фактором сопротивления» R и описывается отношением коэффициента подвижности для воды к коэффициенту подвижности полимерного раствора:

R = кв/ Цв ,    (3.1)

кп/ Цп

где кв и к„ — коэффициенты проницаемости пористой среды соответственно для воды и раствора полимера, мкм2; цв и цп — соответственно вязкость воды и кажущаяся вязкость раствора полимера при фильтрации в пористой среде, мПа-с.

Другой важнейшей характеристикой полимерного раствора является «остаточный фактор сопротивления» R0CT, определяемый как отношение подвижности воды до и после фильтрации раствора полимера в пористой среде, т.е.

Root =    /    ^ ,    (3.2)

кПВ / М-ПВ

где кв и кпв — соответственно коэффициенты проницаемости пористой среды для воды до и после фильтрации раствора полимера, мкм2; цв и цпв — соответственно вязкости для воды до и после фильтрации раствора, мПа-с.

Возникновение «остаточного сопротивления» объясняется адсорбцией полимера в пористых средах и проявляется даже после полного вытеснения из них раствора полимера.

Эффективность использования водорастворимых полимеров и композиций на их основе зависит как от геологофизических характеристик продуктивных пластов и оптимальности технологических решений при закачке растворов, так и от свойств полимера и других соответствующих закачиваемых в пласт систем. Существенно влияют на свойства полимеров в пластовых условиях температура, состав пластовых вод, сдвиговое напряжение, бактериальное воздействие, как правило, приводящие к ухудшению эксплуатационных свойств закачиваемых растворов.

В настоящее время разработаны и успешно применяются следующие основные технологии увеличения нефтеотдачи пластов с использованием полимеров:

1)    закачка индивидуальных растворов полимера (полимерное заводнение);

2)    воздействие на пласт с использованием «сшитых» полимеров;

3)    полимерное заводнение в сочетании с вязкоупругими составами (ВУС);

4)    воздействие на призабойную зону пласта ВУС;

5)    полимерное заводнение в сочетании с другими физикохимическими методами.

Зная проницаемость пропластков неоднородного пласта и определив экспериментально факторы сопротивления, обеспечиваемые в каждом пропластке раствором полимера полученной концентрации, можно определить количество полимера, необходимое для выравнивания профиля приемистости, по методике В.Г. Оганджанянца [227]:

GnAA = Совпал.    (3.3)

Здесь Ghaa — количество полимера; СО — концентрация раствора полимера, т/ м3; УПаа — объем оторочки раствора полимера, необходимой для закачки, м3.

Объем оторочки УПаа определяется из следующего соотношения:

УПАА = ГОп2 ^ ]^-kif ,    (3.4)

кП r2 R2

где i = 1, 2,    , п — номера пропластков в порядке возраста

ния проницаемостей; rn — радиус (зоны) высокопроницаемого слоя, в пределах которой происходит замещение пластовых жидкостей раствором полимера, принимается равным толщине пласта, м; Rir Rn — факторы сопротивления г'-го и п-го прослоев соответственно; кг и кп — проницаемость г'-го и п-го слоев соответственно, мкм2; Лг — толщина г'-го прослоя, м; тг — пористость г'-го прослоя, доли единицы.

Существуют три условных времени начала закачки полимерного раствора:

1)    с самого начала разработки месторождения;

2)    на поздней стадии разработки месторождения при обводненности продукции скважин на 95— 100 %;

3)    на промежуточной стадии разработки после прекращения безводного дебита.

Обобщение теоретических, лабораторных и промысловых исследований по применению полимеров для увеличения нефтеотдачи пластов в нашей стране проведено в работах [121, 135, 166, 184, 227 и др.].

Из всех использованных водорастворимых синтетических полимеров широко применяются полимеры на основе полиакриламида (ПАА). Установлено, что оптимальное содержание полимера в растворе составляет от 0,01 до 0,15 %; при этом оптимальный объем оторочек достигает 20— 40 % от объема пор пласта.

Технологии полимерного воздействия испытаны и применяются в промышленных масштабах на месторождениях Самарской области, республик Башкортостана, Татарстана и

Таблица 3.4

Результаты полимерного заводнения на некоторых месторождениях России [143]

Месторож

Пласт

Год начала

Число скважин под воздействием

Удельная эффективность, т/ т

дение

реализации

нагнета

тельных

добываю

щих

Орлянское

А3А4

1969

9

35

1551

Соснов-

ское

А3А4

1978

15

31

191

Дерюжев-

ское

А2А3

1987

3

15

721

Б2В1

1983

13

36

4950

Радаевское

б2

1991

6

36

1031

Козловское

А4

1985

6

23

10 000

Кулешов-

ское

А0А1А2

1983

5

29

11 571

Ромашкин-

ское

бобриков-ский горизонт

1981

493

Арланское

бобриков-ский горизонт

1981

8

46

125

Рис. 3.3. Совершенствование процесса взаимодействия ПАА [по 128 и 141]

Удмуртии, Западной Сибири и других нефтедобывающих регионов страны.

Закачка полимерных растворов осуществлялась на объектах, расположенных в различных нефтегазоносных провинциях. Пласты были представлены терригенными и карбонатными коллекторами, различались по проницаемости (0,075 — 0,96 мкм2), вязкости нефти в пластовых условиях (2,1 — 36,0 мПа-с), пластовой температуре (24— 68 °С). Полимерное заводнение применялось на различных стадиях разработки месторождений. Результаты промышленного применения полимеров на наиболее крупных объектах, заимствованные из работы [236], представлены в табл. 3.4.

Полимерное заводнение — один из эффективных методов увеличения конечной нефтеотдачи пластов и ограничения объемов попутно добываемой воды. Область применения его весьма широка.

Повышение эффективности полимерного заводнения в будущем связано с улучшением реологических свойств и стойкости в условиях полимерных растворов нефтегазоводонасыщенных пластов. В этом направлении выполнены значительные работы в БашНИПИнефти [8, 184]. На рис. 3.3 представлены возможные варианты совершенствования процессов воздействия на пласт с применением ПАА.

ПРИМЕНЕНИЕ ЭФИРОВ ЦЕЛЛЮЛОЗЫ [51, 57, 204]

В семидесятые годы учеными ТатНИПИнефть и объединения Татнефть предложены технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием составов на основе экологически безвредных простых эфиров целлюлозы (ЭЦ), в частности метилметилцеллюлозы, оксиэтилцеллюлозы, гидрооксиэтил-целлюлозы, карбоксиметилцеллюлозы и др. Достоинством методов является возможность их применения на высокооб-водненных залежах, находящихся в поздней стадии разработки, а также простота исполнения и достаточно высокая эффективность.

Водные растворы эфиров целлюлозы обладают связывающей, эмульгирующей, смачивающей и адгезионной способностями и имеют вязкость от 4 до 300 мПа-с. В скважину эфиры целлюлозы закачиваются в виде дисперсии.

В пласте под действием различных факторов (температура, изменения pH, ионы металлов, содержащиеся как в воде, на которой производится приготовление раствора, так и в пластовой) происходит загущение закачиваемой воды (растворов

эфиров целлюлозы) вплоть до образования гидрогелей различной степени подвижности. Добавление в раствор сшивателя (ионов металлов) позволяет целенаправленно регулировать свойства раствора. Благодаря этому технология применима на любой стадии разработки.

При применении эфиров целлюлозы без сшивателя на относительно ранней стадии заводнения происходит загущение закачиваемой воды без образования гидрогеля. На этой стадии из-за снижения подвижности закачиваемого агента происходит общее выравнивание фронта вытеснения нефти без языкообразного прорыва воды. В результате повышается степень охвата пласта заводнением.

На поздней стадии разработки при высокой степени обводненности продуктивного пласта под воздействием ионов металлов, содержащихся в пластовой воде, происходит образование гидрогеля. Подвижность геля снижается, особенно на участках, где закачивается пластовая (сточная) вода, и при приготовлении раствора эфиров целлюлозы на минерализованной воде. Для образования более стойких (неподвижных) гидрогелей могут применяться сшиватели.

В результате образования малоподвижных и неподвижных гелей происходит блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и направление закачиваемой воды в зоны, слабо охваченные воздействием. Благодаря закачке довольно больших объемов растворов целлюлозы (2000 м3 и более) перераспределение фильтрационных потоков происходит не только в призабойной зоне скважины, но и на достаточно большом удалении от скважины.

Закачка растворов эфиров целлюлозы произведена на нескольких участках Ромашкинского месторождения, результаты добычи нефти из которых доказали высокую эффективность технологии. Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента составила 408 т.

Проведенные промысловые испытания растворов эфиров целлюлозы показали высокую эффективность их применения на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой жидкости (до 95 %).

Для более широкого применения эфиров целлюлозы на месторождениях ОА «Татнефть» создано совместное предприятие «Татольпетро» с французской компанией «Тотал». Выбрано несколько высокоэффективных реагентов, поставку которых обеспечивает французская фирма. Наилучшими вязкостными свойствами обладают оксиэтилцеллюлоза марки NATROSOL 250 HHR-P, этилоксиэтилцеллюлоза марки

BERMOCOLL E-FQ, метилцеллюлоза марки BENECEL MP874. Вязкость растворов оксиэтилцеллюлозы увеличивается при повышении минерализации воды. Выявлено, что растворы этилоксиэтилцеллюлозы не обладают свойствами образовывать гели. Растворы метилцеллюлозы образуют гели при температуре 65— 70 °С. При добавлении минерализованной воды температура гелеобразования уменьшается до 32— 35 °С.

По результатам проведенных исследований к применению рекомендованы составы на основе оксиэтилцеллюлозы марок CELLOSIZE HEC-10, NATROSOL 250 HHR-P и метилцеллюлозы марок CULMINAL 3000 P, MS 400 PS, CULMINAL 7000 PF И COURGEL.

ПРИМЕНЕНИЕ ВОЛОКНИСТО-ДИСПЕРСНОЙ СИСТЕМЫ (ВДС) [15]

Технология увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи высокообводненных послойно-неоднородных пластов с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС) заключается в последовательно чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древесной муки и глины. Древесная мука (ДМ), поступающая в высокопроницаемые прослои неоднородного пласта, благодаря наличию на своей поверхности тончайших волокнистых ответвлений — фибрилл, за счет сил физического взаимодействия закрепляется на стенках пор. Более мелкие частицы глины, при нагнетании их вслед, задерживаются фибриллами древесной муки, в результате чего образуется стойкая к размыву структурированная волокнисто-дисперсная система и уменьшается сечение промытых каналов породы пласта. С течением времени древесная мука и глина предельно набухают, усиливая закупоривающий эффект.

Древесная мука в отличие от других применяемых реагентов или материалов в технологиях по увеличению нефтеотдачи пластов (полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и др.) не подвергается деструкции, не обладает биоцидными свойствами, экологически чиста и ее производство основано на использовании ресурсообеспеченных материалов. Технология эффективна при любой минерализации и температуре пластовых вод, может применяться в пластах как порового, так и трещиновато-порового типа.

Как показали исследования, применение ДМ с массовым содержанием свыше 1,5 % нецелесообразно из-за резкого увеличения вязкости системы и значительного ухудшения фильтруемости. Вязкость водных суспензий 0,2— 0,5%-ной концентрации по массе составляет при температуре 20— 25 °С от 20 до 60 мПа-с. Проведенные эксперименты [15] показали, что ВДС имеет высокие структурно-механические характеристики, а именно: адгезия к породе пласта составляет 0,3— 2,9 кПа, статическое напряжение сдвига — 0,2

2,3 Н/ м. Указанные характеристики обеспечивают стойкость системы в пластовых условиях в течение длительного времени.

В технологии ВДС используются следующие материалы и химические продукты:

1)    в качестве волокнистого материала применяется древесная мука марок 120, 140, 160, 180, 200 (ГОСТ 16361— 87), которая до ее использования должна храниться в условиях, не допускающих увлажнения;

2) глинопорошок по ОСТ 39-202 — 86 и ТУ 39-043 — 74, используемый при приготовлении буровых растворов. При отсутствии глинопорошка может быть использована карьерная глина, хорошо распускаемая в воде;

3)    для приготовления суспензии глины и волокнистого материала используется вода техническая (ГОСТ 24902 — 81) или промысловая сточная вода системы ППД (ОСТ 39-225 — 88).

Для приготовления суспензии глинистого и волокнистого материала используются обычные технические средства, имеющиеся в распоряжении нефтегазодобывающих предприятий: цементосмесители, насосные установки, автоцистерны, емкости для перемешивания и накопления технологических жидкостей объемом 10— 25 м3, струйный (эжекцион-ный) насос. ВДС закачивается в нагнетательную скважину по схеме последовательно чередующейся циклической закачки.

Технологические параметры процесса (концентрация и объем оторочек рабочих агентов, их общий объем и количество циклов) выбираются по результатам промысловых испытаний в различных геолого-физических условиях более, чем на 300 опытных участках месторождений Западной Сибири и Татарстана.

Давление воды должно быть отрегулировано так, чтобы оно было не выше 0,5 МПа. Объемные скорости подачи воды определяются из показаний расходомера, а в случае его отсутствия контроль за скоростью закачки осуществляется по производительности насосного агрегата. Скорость дозирования древесной муки (ДМ) и глинопорошка (ГП) определяют исходя из концентрации и объемной скорости закачки суспензии.

При использовании отдельного насоса дозирование ДМ и

ГП осуществляется всасыванием за счет разрежения, создаваемого струей воды в диффузорной камере насоса. Допускается дозирование ДМ на вход эжекционного насоса смесителя вручную.

Удельная технологическая эффективность применения ВДС на месторождениях Татарстана в среднем составляет 2856 т нефти на одну скважино-обработку [57, 204].

ПРИМЕНЕНИЕ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ АЛЮМОСИЛИКАТОВ (НЕФЕЛИНА)

ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

В институте НИИНефтеотдача группой сотрудников под руководством проф. Р.Н. Фахретдинова изучена возможность применения для составления гелеобразующих композиций нефелинового концентрата, называемого для краткости нефелином.

Было установлено [5, 112, 221, 222 и др.], что минеральные кислоты и нефелин, представляющий собой алюмосиликат натрия и калия структуры Na(K)AISiO4, в определенных условиях формирует гелеобразующие композиции с различной вязкостью и временем гелеобразования. Гелеобразующая композиция й это прозрачный, слегка желтоватый раствор исходной вязкостью 1,6— ,5 мПа-с, который превращается в гелеобразную массу вязкостью до 20— 200 мПа-с. Время застывания геля составляло 5— 25 ч и более в зависимости от состава композиции.

Основным преимуществом нефелина является дешевизна, наличие достаточно больших ресурсов для крупномасштабного применения в сочетании с возможностью управления процессами гелеобразования в пористой среде.

По внешнему виду нефелин представляет собой серый порошок. В состав концентрата входят [155]: AI2O3 — 28 %; SiO2 — 42,8 %; Na2O —    12,1    %;    CaO — 2,3 % И K2O — 7,5 %.

Гелеобразующие композиции получают путем растворения при перемешивании нефелина в растворе соляной кислоты, приготовленной на пресной или минерализованной попутной пластовой воде.

Способность к гелеобразованию определяется содержанием оксидов кремния и алюминия, которые при растворении в соляной кислоте образуют гелеобразующие композиции, способные взаимно коагулироваться, образуя гели, состоящие из аморфных положительно заряженных оксидов алюминия и

отрицательно заряженных поликремниевых кислот, расположенных в определенных соотношениях.

При перемешивании нефелина с соляной кислотой происходит взаимодействие, описываемое уравнением [5]

(NaK)2OAIO32SiO2 + 8HCI + nH2O =

= 2NaCl + 2KCl + 2AICl3-2H2O + 2SiO2-(n — 20)H2O. (3.5)

При этом образуются гидрогели кремнезема и алюминия, а также хлориды K, Na, AI. В процессе участвуют соли Ca, Mg, присутствующие в нефелиновом концентрате и в воде.

Процесс растворения нефелина в соляной кислоте происходит в избытке кислоты с образованием монокремниевой кислоты и гидроксида алюминия, хлоридов натрия и калия. Процесс идет при комнатной температуре с выделением некоторого количества тепла.

Последующее образование геля происходит путем агрегации с образованием в зоне областей трехмерных полимерных сеток. Такие области микрогеля продолжают увеличиваться, потребляя кремнезем из золя до тех пор, пока твердый микрогель не займет примерно половину всего объема. При этом вязкость становится очень большой и золь достигает «точки геля». Максимальная по времени устойчивость золей с наиболее продолжительным периодом гелеобразования наблюдается при pH = 1,5— 3.

В результате лабораторных опытов показано [112], что при взаимодействии нефелина с HCI можно получить гелевые составы с различной плотностью, динамической вязкостью и временем гелеобразования.

Время гелеобразования зависит от ряда факторов, таких как:

1)    концентрация компонентов в гелеобразующей композиции;

2)    химический состав и общая минерализация воды, в которой растворяется соляная кислота;

3)    температура раствора композиции;

4)    тип коллектора и характеристика пористой среды;

5)    содержание остаточной нефти в породе.

Результаты исследований по изучению влияния различных факторов на время гелеобразования получены с использованием нефелинового концентрата, содержащего 3— 10 % (по массе) нефелина. Концентрация соляной кислоты в закачиваемой в пласт воде Красноярского месторождения изменя лась в пределах от 6 до 9 % (по массе). Опыты проводились при температурах 20 и 45 °С [135].

_|_I_I_I_I_I_

5    6    7    8    9    10

CH, % (по массе)

Рис. 3.4. Зависимость времени гелеобразования t от концентрации нефелина Сн [концентрация HCl - 10 % (по массе)] [112]

Лабораторные опыты показали, что время гелеобразования легко регулируется путем изменения состава и концентрации компонентов гелеобразующего раствора (рис. 3.4).

Исходными реагентами для получения гелеобразующей композиции являются нефелиновый концентрат (ТУ 113-1254 — 89), техническая соляная кислота (ГОСТ 3118 — 77) и вода пресная или закачиваемая в системе ППД.

В промысловых экспериментах на первоочередных объектах объем рабочих растворов определенных концентраций устанавливался из расчета 5— 10 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта.

Технологическая схема размещения агрегатов и технических средств при закачке растворов композиции на основе нефелина представлена на рис. 3.5. Нефелиновый концентрат и воду подают в емкость 5 для приготовления водного раствора нефелина. Объем воды берут, исходя из предусмотренной концентрации соляной кислоты, необходимой для получения гелеобразующей системы.

Раствор соляной кислоты набирается в емкость 4 агрегатом ЦА-320 и с его помощью подается одновременно с нефелином, поступающим с цементировочного агрегата 7, в смеситель 5, представляющий собой эжектор для приготовления цементных растворов. Агрегат ЦА-320 перемешивает раствор в емкости. Из смесителя водокислотно-нефелиновая система поступает в емкость 3, где происходит взаимодействие между нефелином и кислотой, в результате чего получается гелеобразующая композиция. Необходимое время взаимодействия 162

Ah i

Рис. 3.5. Схема приготовления и закачки гелеобразующего состава на основе нефелина и соляной кислоты:

1 — скважина; 2    — задвижка; 3    — агрегат ЦА-320; 4    —    емкость;    5    —

смеситель; 6 — кислотовоз; 7 — машина с нефелином

нефелина и раствора соляной кислоты составляет 50— 60 мин.

В процессе взаимодействия реагентов должно производиться перемешивание раствора путем циркуляции его в емкости 3 с помощью агрегата. Готовый раствор закачивается в скважину с помощью агрегата ЦА-320 при постоянном контроле за давлением нагнетания.

Перед закачкой гелеобразующей композиции скважина проверяется на герметичность опрессовкой, производится промывка закачиваемой водой для удаления грязи из ствола скважины. Производится обвязка наземного оборудования, опрессовка его на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

После закачивания запланированного объема гелеобразующего раствора в скважину и продавливания его в пласт на заданную глубину водой устье нагнетательной скважины перекрывается, скважина останавливается на время, необходимое для гелеобразования в пластовых условиях. Через трое суток скважина переводится под закачку агрегатом ЦА-320, с помощью которого обеспечивается постепенный переход на установившийся режим работы скважины. После выхода скважины на установившийся режим она переводится под закачку от КНС.

Технологии УНП на основе использования нефелина прошли широкие испытания на месторождениях Башкортостана и Оренбургской области [112].

ПРИМЕНЕНИЕ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ НА ОСНОВЕ СИЛИКАТА НАТРИЯ [112]

Одним из эффективных методов воздействия на обводненные неоднородные пласты, испытанным и внедренным в промысловых условиях, является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия.

В основе технологии применения силикатных составов лежит способность силиката натрия взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Ca(OH)2 или гелеобразных систем.

В результате взаимодействия кремневокислого натрия (жидкого стекла) с соляной кислотой образуется гель кремневой кислоты по схеме

NaSiO3 + 2HCl = H2SiO3 + 2NaCl.

В качестве изолирующего материала для закупоривания водонасыщенных пластов в скважинах силикагель должен отвечать определенным требованиям, а именно, нужно, чтобы время начала его схватывания было достаточным для того, чтобы его можно было ввести в пласт, не опасаясь преждевременного схватывания смеси в трубах. С другой стороны, после введения смеси в поровое пространство время начала схватывания не должно быть очень большим.

Перспективность использования гелеобразующих растворов (ГОР) на основе силиката натрия для проведения изоляционных работ обусловлена технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, достаточно низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью образующегося геля и т.д. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами образуется золь кремниевой кислоты, переходящая со временем в вязкоупругий гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. Изолирующая способность силикатного геля определяется его механическими и реологическими свойствами, зависящими от многих факторов.

Для эффективной обработки нагнетательных и добывающих скважин физико-химические и фильтрационные свойства ГОР должны соответствовать следующим техническим требованиям [112]:

Однородность и стабильность ГОР в интервале температур 20— 90 °С, ч ............................................................................ Не менее 6

Вязкость гелеобразующего раствора при 25 °С, мПа-с..............1,0— 10,0

Состав воды для приготовления ГОР...................................... Пресная или

минерализованная вода

Время начала гелеобразования, ч:

при 20—40 °С........................................................................ Не    менее 12

при 70—90 °С........................................................................ Не    менее 6

Образование геля во всем объеме и стабильность в течение месяцев.................................................................................... Не    менее 6

Прочность (напряжение разрушения) геля 0, Па................. Не    менее 20

Минимальный градиент давления разрушения геля,

МПа/м............................................................................................. Не    менее 0,3

Гелеобразные композиции на основе силиката натрия являются коллоидными системами и характеризуются определенными реологическими свойствами: вязкостью гелеобразующего раствора, предельным напряжением разрушения (прочностью) образовавшегося из него геля и модулем упругости геля.

Рассматриваемые характеристики геля существенно зависят от концентрации HCl, силиката натрия, температуры, общей минерализации и химического состава воды.

Лабораторными исследованиями [112] установлено, что с увеличением температуры прочность силикатного геля возрастает, при этом чем меньше концентрация HCl в растворе, тем больше влияет температура на прочность гелей. Например, при концентрации HCl, равной 0,55 %, прочность силикатного геля с повышением температуры на 10 °С (с 70 до 80 °С) возрастает почти в 10 раз (с 2,5 до 22,0 Па), тогда как при концентрации HCl, равной 0,7 %, прочность геля возрастает в 1,5 раза (с 30 до 45 Па). Таким образом, при обосновании объемов закачки и времени обработки скважин необходимо учитывать пластовую температуру на забое скважины и, в зависимости от нее, корректировать состав гелеобразующего раствора, т.е. подбирать оптимальные концентрации компонентов в растворе.

При увеличении концентрации солей в воде до 5— 6 г/л прочность образующегося геля возрастает почти в 3 раза по сравнению с прочностью геля, приготовленного на пресной воде. Дальнейшее повышение минерализации воды приводит к снижению прочности силикатного геля, и при концентрации 14 г/л она равна прочности геля на пресной воде. Это, по-видимому, связано с малым временем начала гелеобразования такой системы, когда она не успевает полностью превратится в гель за такой короткий промежуток времени. В связи с этим необходимо уточнять влияние минерализации и

ч

е, Па

8

-

-

40

6

30

4

-

-

20

2

-

---—

:==*е~----

>10

о'

1

1

0

0,55    0,60    0,65    0,70

^ i in > 0//°

Рис. 3.6. Зависимость времени начала гелеобразования t и прочности геля О от концентрации соляной кислоты Сна при 70 °С:

1 время гелеобразования; 2 прочность геля

состава воды на процесс образования и свойства силикатного геля в условиях применения технологии. Важным параметром является время гелеобразования (рис. 3.6) [ 112].

Технологии увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов испытывались на терригенных коллекторах Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири. Предварительная оценка эффективности применения гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты показали высокую технологическую эффективность. Удельная дополнительная добыча нефти по Арланской площади составила

19 т/т, по Николо-Березовской площади й 50 т/т.

ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ

ВЯЗКОУПРУГОЙ СИСТЕМЫ НА ОСНОВЕ ПАА [232]

В условиях дефицита и дороговизны химических реагентов, а также из-за целого ряда организационно-технических трудностей широкомасштабное промышленное применение физико-химических методов не всегда экономически рентабельно. В связи с этим представляют интерес методы воздействия на пласт различными водоизолирующими материалами индивидуально или в сочетании с интенсифицирующими реагентами.

В качестве реагента, выравнивающего проницаемостную неоднородность пластов, используются композиции на основе полимеров со сшивающими агентами, образующие гели в пластовых условиях. По своим реологическим свойствам эти гели значительно превосходят характеристики раствора полимера.

Как правило, при разработке композиционных систем ориентируются на использование недефицитных, недорогих, технологичных в использовании и транспортировании химических продуктов. Большое внимание уделяется использованию побочных продуктов нефтехимических производств.

В связи с этим была изучена возможность [232] получения гелей с использованием систем на основе полиакриламидов в виде композиционных составов со сшивателями в водах высокой и низкой минерализации.

Принцип воздействия вязкоупругой системы на основе использования полиакриламида аналогичен методам, описанным выше. Проникая в наиболее промытые пропластки, полиакриламид, реагируя со сшивателем и пластовой водой, образует эластичную массу, закупоривающую каналы и поры.

Метод позволяет выравнивать профили приемистости нагнетательных и притока добывающих скважин, изменять направление фильтрационных потоков, увеличивать степень извлечения нефти за счет изменения охвата послойнонеоднородного пласта воздействием и подключения в работу ранее не работающих пропластков, снижая количество воды в продукции добывающих скважин. Рецептура вязкоупругих систем (ВУС) подбирается с учетом типов и свойств коллектора, состава закачиваемой воды (табл. 3.5).

Таблица 3.5

Составы исследованных систем и условия изучения процессов сшивания

Тип

сшивателя

Диапазон концентраций сшивателя, г/дл

Диапазон концентраций полимера, г/дл

Минерализация растворителя, г/ л

Начальная pH раствора

Температура, °С

Ацетат хрома (АХ)

0,001- 0,025

0,13-0,5

0,37-210,0

6,0-7,0

17-40

Хромокалиевые квасцы (XKK)

0,005- 0,032

0,15- 0,5

0,37- 240,0

3,5 -7,0

25

Уротропин

0,1- 0,4

0,15 -0,5

0,37- 240,0

1,5 -3,0

25 -40

Бихромат натрия (БН),

0,15 -0,24

0,15 - 0,5

0,37-240,0

-

25

тиомочевина

(ТМ)

0,03 -0,96

0,15-0,5

0,37-240,0

25

Бихромат натрия (БН),

0,5-3,5

0,2-0,5

0,30-110,0

5 -6

25

лигносуль-фонат (ЛГС)

0,1-2,0

0,2-0,5

0,30-110,0

5-6

25

В качестве сшивателей (реагентов, вызывающих гелеобра-зование в растворах) использовали ацетат хрома, сернокислую сложную соль Cr3+ (хромонатриевые квасцы й отходы производства), хромокалиевые квасцы, уротропин, системы: бихромат натрия - тиомочевина, бихромат натрия й лигно-сульфонат.

Исследования проводили на промышленных образцах гидролизованных полиакриламидов (ГПАА) с молекулярной массой (10- 15)106 и содержанием звеньев акриловой кислоты со степенью гидролиза аг = 5- 20 %.

Наиболее технологичным для применения в промысловых условиях является ацетат хрома (АХ) и хромокалиевые квасцы (ХКК) с добавлением регулятора сшивки.

Выбор в качестве сшивателей ацетата хрома [(CH3COO3Cr)], хромокалиевых квасцов [ KCr(SO4)212H2O] связан с тем, что, как показали предварительные исследования, эти соли позволяют одновременно регулировать в достаточно широких пределах время гелеобразования и механические характеристики геля.

Одним из показателей к применению исследованных композиций в промысловых условиях является способность их проникать на значительное расстояние в пласт при относительно невысоких репрессиях. Поэтому крайне важным представлялось исследование фактора сопротивления R и остаточного фактора сопротивления R0CT.

Анализ результатов лабораторных опытов по фильтрации показал, что остаточные факторы сопротивления значительно превышают величины факторов сопротивления, что свидетельствует об образовании гелевых систем непосредственно в пористой среде после закачки через нее полимерных композиций со сшивателем.

По данным исследований, выполненных в ОАО «Оренбургнефть» совместно с институтом Гипровостокнефть, были выбраны составы для использования в условиях месторождений ОАО «Оренбургнефть». В качестве сшивающих агентов рекомендуются ацетат хрома (АХ) и хромокалиевые квасцы (ХКК), а в качестве полимера й полиакриламид отечественного или зарубежного производства.

Характеристика компонентов вязкоупругих систем следующая:

полиакриламид технический, молекулярной массы М = = (3- 15)106, степень гидролиза - 2- 30 %;

формалин технический по ГОСТ 1625-75;

смола СФ-282, ОСТ 6-05-439-78;

Составы ВУС на основе ПАА

Индекс

композиции

Расходы химических продуктов на 1 м3 композиции

ПАА (8 % основного вещества), кг

Формалин, л

Смола СФ-282, л

Хромовокалиевые квасцы, кг

1

63

20

8

-

2

125

30

8

-

3

250

30

8

-

4

63

-

-

0,20

5

125

-

-

0,30

6

250

-

-

0,30

квасцы хромовокалиевые, ГОСТ 4161-79;

вода техническая с содержанием солей от 0 до 240250 г/л, плотность ЮООй 1190 кг/ м3.

Расход компонентов для приготовления 1 м3 различных композиций ВУС приведен в табл. 3.6.

Вязкоупругая система, приготовленная на основе ПАА, характеризуется следующими параметрами:

Начальная вязкость, мПа-с........................................................20- 200

Индукционный период, ч .............................. До 24

Период стабильного состояния под действием пластовой воды, сут....................................................90- 300

Реализация промышленных работ сводится к периодическим обработкам призабойных зон ВУС водонагнетательных и обводнившихся скважин по индивидуальным планам и контролю за процессом разработки.

Очень важным элементом технологии обработок скважин ВУСами является процесс приготовления качественного раствора полимера, представляющего собой гомогенную систему требуемой концентрации и имеющую заданные физикохимические характеристики.

При проведении закачки в скважину полимерных композиций со сшивателями приготовленный раствор вывозится автоцистернами в количестве 1/ 2 объема планируемой закачки. Также автоцистернами доставляется на скважину сшиватель, предварительно растворенный в минерализованной воде в объеме 1/ 2 от планируемого объема закачки. Доставленные на скважину растворы полимера и сшивателя методом «струя в струю» подаются на прием насоса ЦА-320 и закачиваются уже в виде однородной композиции в обрабатываемую скважину.

Промысловые испытания, проведенные на ряде месторождений Оренбургской области, показали принципиальную возможность и эффективность использования рассматриваемой технологии для улучшения полноты выработки запасов нефти.

3.4. МЕТОДЫ, ОСНОВАННЫЕ НА КОМПЛЕКСНОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ЗАЛЕЖЬ

СОВМЕСТНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИАКРИЛАМИДА И НПАВ [8, 181, 184]

Механизм увеличения нефтеотдачи заключается в том, что макромолекулы ПАА, являясь полиэлектролитами, набухают в воде, образуя малоподвижную гидратную оболочку, что вызывает значительное уменьшение подвижности фильтрующегося раствора даже при незначительной концентрации полимера. Поскольку ПАА не взаимодействуют с нефтяной средой, его макромолекулы не оказывают влияния на подвижность нефти. При вытеснении нефти растворами ПАА на минерализованной воде в сочетании с НПАВ происходит переход активного вещества НПАВ из водной фазы в нефтяную, что улучшает реологические свойства остаточной нефти и ее подвижность. С другой стороны, под действием НПАВ происходят структурные изменения макромолекул ПАА и повышение реологических свойств фильтрующихся через нефтенасыщенную породу растворов полимеров, что приводит к дополнительному уменьшению соотношения подвижности между нефтяной и водной фазами. Растворы НПАВ уменьшают фазовую проницаемость для воды и улучшают смачиваемость породы вытесняющей водой, уменьшают адсорбцию ПАА на породе и снижают поверхностное натяжение на границе раздела нефть - вода. Находящиеся в растворе НПАВ оказывают также и стабилизирующее воздействие на растворы ПАА против агрессивных ионов сточной минерализованной воды, благодаря чему улучшаются и вязкоупругие характеристики растворов ПАА. Приведенные процессы существенно улучшают процессы нефтевытеснения.

Растворы НПАВ в коллекторах, содержащих значительное количество глинистых частиц, способствуют их набухаемости, разрушению и переносу фильтрующейся жидкостью. Это приводит к уменьшению относительной фазовой проницаемости породы по фильтрующему раствору НПАВ по сравнению с водой, что оказывает дополнительное влияние на реологические свойства растворов полимеров и охват пласта заводнением.

Для достижения высокой эффективности процесса с учетом отмеченных выше положительных факторов целесообразно композицию ПАА с НПАВ закачивать в пласт после обработки пласта раствором НПАВ. Содержание НПАВ в растворах улучшает реологические свойства растворов полимеров в пластовых водах с содержанием солей щелочных и щелочно-земельных металлов, а также затрудняет доступ ионов железа к макромолекулам ПАА. Эти пласты характеризуются проницаемостью от 0,076 до 0,12 мкм2; пористостью

20- 22 %; вязкостью пластовой нефти 19- 29,1 мПа-с; начальной нефтенасыщенностью 0,76- 0,85; пластовой температурой 24 °С; средней нефтенасыщенной толщиной 1,25- 2,0 м и высокой минерализацией пластовой и закачиваемой вод.

В девять нагнетательных скважин Арланского месторождения в течение 1 года несколькими оторочками было закачано 3700 м3 водного раствора композиции с содержанием 0,03 % полиакриламида и 3 % раствора СНО-ЗБ + Неонол АФ9-12.

В результате закачивания оторочек растворов композиции суммарная приемистость нагнетательных скважин уменьшилась на 15 %. При этом также снизилось давление нагнетания воды в среднем на 3- 5 МПа.

По предварительным оценкам дополнительная добыча составляет 4200 т нефти на скважино-операцию.

СИЛИКАТНО-ЩЕЛОЧНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ (СЩЗ) [8, 184]

Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ) основано на внутри-пластовом осадкообразовании в обводненных зонах неоднородного пласта [8]. Осадок образуется за счет химической реакции закачиваемого СЩР с солями кальция и магния, содержащихся в закачиваемой и пластовой водах.

При наличии в вытесняющей сточной воде Са2+ и Mg2+ образуются CaSiO3, MgSiO3, Ca(OH)2 И Mg(OH)2. Осадок CaSiO3 по природе является коллоидным и способен значительно снизить проницаемость обводненного пласта (до 10 раз и более), а осадки гидроокисей Mg и Са снижают проницаемость лишь в 1,5- 2 раза.

В зависимости от условий использования месторождений варианты СЩЗ могут различаться применяемыми реагентами и их соотношением. Так, для осуществления осадкообразования на месторождениях девона с нефтями малой вязкости целесообразно применение СЩР с повышенным содержанием гидроокиси натрия, а на месторождениях нижнего карбона й с высоким содержанием силиката натрия. В результате внутрипластового контакта нефти с щелочными растворами образуется ПАВ, снижающее межфазное натяжение на границе нефть — щелочной раствор до 0,1 мН/м. Это делает нефть более подвижной, приводит к эмульгированию нефтяной фазы в воду и вовлечению в процесс вытеснения остаточной нефти, снижая капиллярные силы за счет эффекта Жамена.

Для выбора оптимальных условий применения СЩР в БашНИПИнефти проведен комплекс лабораторных исследований по изучению процессов вытеснения остаточной нефти из моделей пористой среды. Некоторые результаты этих исследований приведены в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Результаты лабораторных исследований вытеснения остаточной нефти с использованием силикатно-щелочных растворов

Коэффи

циент

прони

цаемости

модели,

мкм2

Начальная неф-тенасы-щен-ность, %

Закачиваемый

агент

Объем

закачи

вания,

п.о.

Коэффициент вытеснения, %

Остаточная неф-тенасы-щен-ность, %

Изменение остаточной нефтенасыщенно-сти, %

0,580

86,5

Вода

14

0,62

32,9

2 % щелочь

0,1

Вода

7,7

0,70

26,0

6,9

2 % щелочь +

0,1

+ 0,05% ПАА

Вода

5,4

0,72

24,2

8,7

0,540

85,0

Вода

13

0,60

34,0

2 % силикат

0,1

Вода

4,7

0,64

30,6

3,4

2 % силикат +

0,1

+ 0,05 % ПАА

Вода

5,0

0,65

29,7

4,3

0,570

87,0

Вода

15

0,63

32,2

1 % щелочь +

0,1

+ 1 % силикат

Вода

3,7

0,70

26,1

6,1

1 % щелочь +

0,1

+ 1 % сили

кат + 0,05 %

ПАА

Вода

5,0

0,71

25,2

7,0

Примечание:

п.о. — поровый объем.

Метод применяется на месторождениях Башкортостана с 1986 г. и является одним из первых масштабно испытанных физико-химических методов воздействия на пласт с целью ограничения движения воды в продуктивных пластах Арлан-ского и других месторождений. При этом испытаны и применяются две модификации технологии. В девонских отложениях, содержащих маловязкие нефти, в качестве осадкообразующих рекомендуется использовать «мягкие» составы, содержащие в основном щелочи. В условиях месторождений с повышенной вязкостью нефти (Арланское, Игровское, Ман-чаровское месторождения) используют составы с повышенным содержанием силиката натрия.

Основная модификация СЩВ включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, ПАА).

Оторочки реагентов закачиваются в следующей последовательности:

сточная минерализованная вода, нагнетаемая для ППД; разделительная оторочка пресной воды; оторочка раствора гидроксида натрия и жидкого стекла; разделительная оторочка пресной воды; сточная минерализованная вода.

Место выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и раствора реагентов, а степень снижения проницаемости обводненных зон пласта й изменением концентрации гидроксида и силиката натрия.

Для приготовления СЩР используют натр едкий технический (ГОСТ 2263 — 79), стекло натриевое жидкое (ГОСТ 13078 — 81), полиакриламид сухой дробленный (соответствующий по качеству ТУ 6-16-157 — 78) или порошкообразные марки полиакриламида, используемые при полимерном заводнении; товарная форма гидроокиси — жидкость плотностью 1450 кг/ м3; товарная форма жидкого стекла плотностью 1360— 1500 кг/м3.

Концентрация компонентов в растворе, нагнетаемом в пласт, следующая: силиката натрия — 0,22,0; гидроксида натрия — 0,2— 2,0; (ПАА) 0,01— 0,06 %. Водородный показатель (pH) нагнетаемого в пласт СЩР должен быть равен 12,7— 13,7.

Для создания буферной оторочки и приготовления СЩР используют пресную воду из естественных водоемов или подрусловую воду необходимого качества: содержание ионов кальция до 30— 40 мг/дм3; ионов магния до 8— 10 мг/дм3; плотность воды 1000 кг/м3; водородный показатель pH в пределах от 7 до 8.

Рассматриваемая технология вытеснения остаточной нефти из целиков и увеличение охвата пласта заводнением заключается в снижении проницаемости водопроводящих каналов за счет внутрипластового образования упругих дисперсий на путях фильтрации воды.

Для повышения эффективности СЩЗ рекомендуется циклическое закачивание в нагнетательную скважину микрооторочек активных в условиях пласта осадкообразующих щелочных соединений, которые при смешении и взаимодействии с вторым компонентом й сточной минерализованной водой й образуют в пласте осадок. Для предотвращения преждевременного смешивания растворов между оторочками закачивают оторочку инертной буферной жидкости (умягченной воды).

СЩЗ испытано на объектах, приуроченных к терригенным отложениям нижнего карбона Арланского, Манчаровского, Игметовского, Игровского и других месторождений. Всего проведено более 250 обработок [128, 141]. Средняя эффективность 1 скважино-обработки составила 10002000 т/год Метод имеет в условиях указанных месторождений высокую экономическую эффективность.

ПРИМЕНЕНИЕ БИОПОЛИМЕРОВ И БИОПАВ [181, 184, 220 и др.]

Одним из перспективных направлений развития исследований по разработке технологий увеличения нефтеотдачи пластов является использование биополимеров (БП) и биоПАВ. Преимуществами этих реагентов являются более высокая стойкость против механической, термокислотной деструкции и совместимость с высокоминерализованными пластовыми водами.

К числу новых типов водорастворимых полимеров, которые можно эффективно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся экзополисахариды, являющиеся продуктом жизнедеятельности микроорганизмов и получившие название «биополимеры». Для повышения нефтеотдачи пластов применяются очень низкие концентрации (0,07 — 0,005 %) биополимеров в воде.

Ценность биополимеров — экзополисахаридов (ЭПС) — определяется большой вязкостью раствора при низкой концентрации, сочетаемостью с различными солями в широком диапазоне pH и температуры, устойчивостью к механической и окислительной деструкции, меньшей чувствительностью к действию солей и pH растворов, чем ПАА.

Биополимеры устойчивы при температурах до 100— 120 °С, а некоторые — даже до 150 °С, что перекрывает весь температурный диапазон разрабатываемых месторождений. Они устойчивы в широком интервале изменения pH среды. Это позволяет применять их как для составления щелочных композиций, обладающих повышенными нефтевытесняю-щими свойствами, так и кислотных с пролонгированной способностью в отношении карбонатов пород-коллекторов.

Работы по получению биополимеров ведутся достаточно интенсивно. Основным недостатком биополимеров является их деструкция, вызываемая микрофлорой, находящейся в минерализованных пластовых и особенно в закачиваемых пресных водах. В связи с этим закачиваемые в пласт растворы биополимеров необходимо стабилизировать для предотвращения биодеструкции. С этой целью вводятся бактерициды. Эффективен для этих целей достаточно доступный и сравнительно дешевый формалин.

Разрушение раствора биополимера происходит под действием сероводорода, ионов железа и др. Добавка химреагентов предотвращает эти явления.

Из большего количества полисахаридов микробиологического производства за рубежом основное внимание уделяется ксантану, склероглюкану и эмульсану.

Впервые в отрасли в институте НИИнефтеотдача разработан технологический процесс увеличения нефтеотдачи пластов с использованием биополимера Симусан.

Симусан — полисахарид, производимый культурой «Acine-tobacter Specics», перерабатывающей этанольный субстрат. Он является аналогом полисахарида «эмульсан». В его состав входят остатки высших жирных кислот, благодаря чему он обладает определенной поверхностной активностью.

Симусан отличается весьма высокой температурной устойчивостью, он не коагулирует в сильноминерализованных и содержащих ионы растворах. Вязкость его растворов мало зависит от степени минерализации воды и присутствия в ней ионов жесткости.

Экспериментально показано, что композиция биополимера Симусан и ПАА обладает уникальными свойствами: сочетанием высокого значения фактора и остаточного фактора сопротивления наряду с хорошей фильтруемостью. При объемах закачки в пласт рекомендуются очень низкие концентрации биополимера, не превышающие 0,002 % (по массе).

В результате лабораторных исследований установлено, что при подкислении биополимера Симусан до pH = 2— 3 проис-

ходит структурирование с увеличением вязкости на порядок. Механизм нефтевытеснения и увеличения нефтеотдачи при использовании композиции БП с алкилированной серной кислотой (АСК) аналогичен механизму при обработке БП в композиции с синтетическими жирными кислотами (СЖК). Композиция БП Симусан и СЖК была испытана в НГДУ «Южарланнефть». Предварительная технологическая эффективность составляет 40 т дополнительно добытой нефти на 1 т реагента.

Для повышения эффективности биополимерного воздействия предлагается разовая закачка последовательно оторочки БП и отработанной серной кислоты с остановкой на время «сшивки» композиции вблизи призабойной зоны в течение 12 ч.

Применение технологии дает сопутствующий эффект кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных скважин. За счет использования слабокислой среды достигается большая глубина кислотной обработки карбонатного пласта.

Исследованные [230] образцы биоПАВ проявляют существенную поверхностную и межфазную активность. В частности, для биоПАВ КШАС при содержании в водном растворе 1 % основного вещества межфазное натяжение снижается до 1 мН/ м.

Растворы биоПАВ при кратковременном интенсивном перемешивании образуют устойчивые микроэмульсии с внутренней нефтяной фазой, что свидетельствует о значительной эмульгирующей активности биоПАВ относительно углеводородной фазы. Совместимость исследованных образцов с водами различной минерализации полная вплоть до 25%-ного (по массе) содержания солей в растворителе. Фильтрационные эксперименты, выполненные на образцах естественных пород, показали хорошую фильтруемость водных растворов биоПАВ при различных концентрациях.

Результаты экспериментов по нефтевытеснению свидетельствуют о значительном улучшении нефтеотмывающей способности растворов биоПАВ по сравнению с обычным заводнением (на 20 % при массовом содержании 0,05 %).

По результатам промысловых испытаний биоПАВ в НГДУ «Уфанефть» установлено, что удельная технологическая эффективность составляет 38 т дополнительной нефти на 1 т биоПАВ.

В композиции с БП Симусан растворы биоПАВ обладают еще более высокими нефтевытесняющими свойствами.

Применение продуктов биосинтеза для повышения нефтеотдачи пластов базируется на двух основных принципах:

снижение поверхностного и межфазного натяжения, усиление эмульгирующих свойств, которые способствуют неф-теотмыву, и выравнивание подвижности жидкостей в различных зонах пласта при заводнении;

образование малоподвижных или неподвижных гелей при взаимодействии продуктов биосинтеза с компонентами продуктивного пласта в высокопроницаемых промытых зонах и изменение направлений потоков нефтевытесняющей воды.

Первый принцип рекомендуется использовать при малых степенях неоднородности пласта, когда незначительное повышение вязкости воды приводит к существенному увеличению охвата заводнением, второй — при обработке наиболее высокопроницаемых зон неоднородного пласта.

На основании лабораторных исследований разработан ряд композиций продуктов биосинтеза для применения в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов в различных геологофизических условиях. Сюда относятся композиции: «биоПАВ — жидкое стекло — нефть», «биоПАВ — ПАА», «биоПАВ — нефрас», «биополимер — кислота» и др. Многие из них прошли промысловые испытания на месторождениях Башкортостана и показали высокую эффективность. По итогам 2000 г. по АНК Башнефть удельная технологическая эффективность составила 836 т нефти на одну обработку, на 1 т реагента — 85 т.

ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНЫЕ КОМПОЗИЦИИ [8, 152, 181, 184]

Один из перспективных методов воздействия на залежь в условиях терригенных отложений на поздней стадии разработки — селективное ограничение фильтрации воды в промытых пластах на основе щелочей: закачка аммиачных и щелочнополимерных растворов, щелочной дистиллерной жидкости, различных щелочных отходов. Одной из технологий, прошедшей промысловые испытания, является щелочно-полимерное воздействие (ЩПВ) на неоднородные обводненные пласты. Технология разработана и исследована в лабораторных и промысловых условиях в БашНИПИнефти под руководством д-ра техн. наук Р.Х. Алмаева [184].

Механизм извлечения остаточной нефти достигается путем увеличения охвата пластов заводнением, снижением проницаемости водопромытых зон за счет образования упругих гидрофобных дисперсных систем при взаимодействии щелочно-полимерного раствора (ЩПР) с высокоминерализованными пластовыми водами и изменения направлений фильтрационных потоков. Кроме того, в лабораторных условиях установлены явления, связанные с изменениями термодинамического равновесия в системе нефть — порода — вода, структурно-механических свойств нефти и породы пласта, смачиваемости нефтенасыщенной породы. Такой эффект более интенсивно проявляется при воздействии на неоднородные пласты [152].

Подобно силикатно-щелочному воздействию (СЩВ) данный способ основан на внутрипластовом образовании упругих дисперсных фаз на путях фильтрации пластовой воды за счет ее взаимодействия с микрооторочками закачиваемых в пласт ЩПР. При взаимодействии с породой свободных гид-роксиланионов щелочи в минерализованной пластовой воде происходит деструктурирование адсорбционных слоев нефти и улучшение смачиваемости нефтенасыщенной породы водой. С другой стороны, щелочная среда может за счет снижения межфазного натяжения изменять структурномеханические свойства нефти и приводить к ее диспергированию.

Концентрированные растворы щелочей обладают высокой способностью подавления набухаемости глин, содержащихся в песчаниках, и разрушения тяжелых компонентов нефти, различных окисных пленок. Это приводит к гидрофилизации породы, что улучшает процесс закачивания через нагнетательные скважины, практически не уменьшая (нередко увеличивая) при этом приемистость.

Лабораторные исследования по оценке оптимальных технологий и условий применения ЩПР проведены Р.Х. Алмае-вым с соавторами [66, 184]. Серия экспериментов по вытеснению остаточной нефти из естественных песчаников Арлан-ского месторождения проведена на линейной модели пласта длиной 0,6 м, диаметром 0,03 м, проницаемостью 0,7 мкм2. Моделировалась остаточная вода. При остаточной нефтена-сыщенности 31— 35 % последовательно подавали по 0,1 объема пор модели пласта 0,5%-ный раствор ПАА и товарную форму щелочи (аммиак, едкий натр). Фильтрацию останавливали на 10 ч для смешения реагентов и достижения равновесия, затем вновь фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепадов давления и прекращения вытеснения нефти. По формуле Дарси оценивали относительное изменение проницаемости. Установлено, что по сравнению с ПАА и разбавленными растворами ПАА + щелочь в процессе

закачивания концентрированных ЩПР резко снижается перепад давления, т.е. увеличивается приемистость модели пласта. За счет структурирования полимером образующихся осадков в процессе нагнетания минерализованной воды проницаемость водопромытых зон снижается в 3 раза и более при одновременном увеличении приемистости в процессе нагнетания реагентов в 5— 6 раз (табл. 3.8).

В результате вытеснения остаточной нефти из модели пласта рассматриваемыми стабильными осадкообразующими аммиачно-полимерными составами в лабораторных условиях получено значительное уменьшение остаточной нефтенасы-щенности (до 9,5 %). Высокую технологичность и эффективность показал метод последовательной закачки в обводненные пласты ЩПР и составов, содержащих органические растворители (парафиновые углеводороды, отходы производства нефтехимии — одно- и многоатомные спирты) [184].

Данная технология является разновидностью метода регулирования проницаемости обводненных и промытых зон пла-

Таблица 3.8

Результаты вытеснения нефти водой и ЩПР [184]

Номер

опыта

Коэффи

циент

прони

цаемости,

мкм2

Закачиваемый реагент

Коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед.

Прирост коэффициента вытеснения, %

Остаточная неф-тенасы-щенность,

%

1

0,570

Пластовая вода, 12 п.о. Дистиллированная вода, 0,2 п.о.

1,5 % NH4OH, 0,2 П.О. Дистиллированная вода, 0,2 п.о.

Пластовая вода, 11 п.о.

0,64

0,64

0,64

0,64

0,69

5,0

31,3

27,0

2

0,572

Пластовая вода, 12 п.о. Дистиллированная вода, 0,2 п.о.

1,5 % NH4OH +

+ 1 % УРПАС, 0,2 п.о. Дистиллированная вода, 0,2 п.о.

Пластовая вода, 11 п.о.

0,64

0,64

0,64

0,64

0,72

8,0

24,4

3

0,571

Пластовая вода, 12 п.о. Дистиллированная вода, 0,2 п.о.

1,5 % NH40H + 0,06 % ПАА, 0,2 п.о. Дистиллированная вода, 0,2 п.о.

Пластовая вода, 11 п.о.

0,64

0,64

0,64

0,64

0,75

11,0

31,3

21,8

ста осадкообразующими реагентами для обработки ПЗП и отличается от процесса СЩЗ небольшими объемами разделительных оторочек пресной воды, отсутствием (или небольшой концентрацией) жидкого стекла в растворе. Жидкий гидроксид натрия нагнетается практически без разбавления. Смешение сточной воды и раствора реагентов начинается с ПЗП и распространяется на меньшую глубину пласта по сравнению с процессом СЩЗ.

В одну скважину рекомендуется [184] закачивать не более 4— 5 оторочек. Критерии подбора участков такие же, как при использовании технологии СЩЗ, при этом нет потребности в больших объемах разделительных оторочек пресной воды.

Воздействие на ПЗП проводят путем закачивания в водонагнетательную скважину микрооторочек пресной воды и товарной формы щелочи (аммиака) в композиции с водорастворимыми полимерами (ВРП) в следующей последовательности:

микрооторочка пресной воды;

оторочка раствора щелочи (аммиака) с полимером;

микрооторочка пресной воды;

сточная минерализованная вода, нагнетаемая в пласт для ППД.

Применение технологии наиболее эффективно на высокоприемистых очаговых нагнетательных скважинах, воздействующих на терригенные пласты с высокоминерализованными водами хлоркальциевого типа и нефтями повышенной вязкости (до 50 мПа-с), находящихся на поздней стадии разработки и имеющих несколько пропластков с различной проницаемостью в высоко обводненных пластах.

Основные критерии эффективного применения технологии:

терригенные кварцевые коллекторы с проницаемостью 0,5 мкм2 и выше;

приемистость водонагнетательных скважин 100 м3/сут и выше;

высокая минерализация пластовой воды с массовой концентрацией ионов кальция и магния (2— 3 г/дм3 и более);

наличие нескольких пропластков, различных по проницаемости и текущей нефтенасыщенности;

толщина пласта от 3— 4 до 30— 40 м.

Закачку ЩПР в скважину периодически повторяют через 1 — 3 года. Рекомендуется каждую последовательную оторочку раствора закачивать после окончания эффекта от предыду-180 щей. Длительность проявления эффекта закачивания оторочки раствора от нескольких месяцев до 2— 3 лет.

Промысловые исследования и внедрение технологии осуществлено на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения и Наратовском месторождении республики Башкортостан, где развиты пласты Сп и CVi бобриковского горизонта нижнего карбона. Показано, что ее применение обеспечивает выравнивание профилей приемистости пластов, их охват и увеличение нефтеотдачи. Всего проведено около 150 скважино-обработок очаговых нагнетательных скважин, суммарная дополнительная добыча нефти составила

232,3 тыс. т, удельная дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составила 1,1 тыс. т, на 1 т композиции — 60 т.

ВНУТРИПЛАСТОВАЯ ГЕНЕРАЦИЯ СИСТЕМ С РЕГУЛИРУЕМОЙ ВЯЗКОСТЬЮ И ЩЕЛОЧНОСТЬЮ (ИХН-КА, ЗАГУЩЕННАЯ ИХН-КА,

ГАЛКА И ГАЛКА-ПАВ) [170, 171, 217]

Научной основой разработки рассматриваемых технологий явились результаты исследований кинетики гидролиза и гелеобразования в системах карбамид — соль аммония й ПАВ — вода — порода и карбамид — соль алюминия — ПАВ — вода — порода, выполненных Л.К. Алтуниной с соавторами.

Внутрипластовая генерация нефтевытесняющих систем с регулируемыми значениями щелочности и вязкости основана на способности растворенного в воде карбамида гидролизоваться при высокой температуре с образованием аммиака и углекислого газа. Компонентный состав нефтевытесняющих систем ИХН-КА подбирается таким образом, чтобы непосредственно в пласте в результате гидролиза карбамида образовывались нефтевытесняющие жидкости с высокой буферной емкостью в интервале pH 9,0— 10,5 (рис. 3.7 и рис. 3.8). В связи с этим в состав композиции ИХН-КА включены неионогенное и анионоактивное ПАВ, аммиачная селитра и карбамид [170]. Сочетание неионогенного ПАВ (НПАВ) — окси-этилированного алкилфенола и анионоактивного ПАВ (АПАВ) й алкиларила или алкилсульфонатов позволяет применять системы ИХН-КА для высокотемпературных пластов (более 70 °С).

Углекислый газ, образующийся при гидролизе карбамида, преимущественно растворим в нефти, а аммиак — в воде. Коэффициент распределения углекислого газа в системе нефть — вода в интервале температур 35— 100 °С и давлений 10— 40 МПа находится в пределах от 4 до 10, тогда как для аммиака он не превышает 6-10— 4. Поэтому в системе нефть — вода нефтяная фаза будет обогащена углекислым газом, водная — аммиаком, которая с аммиачной селитрой образует щелочную буферную систему с максимальной буферной емкостью в интервале pH 9,0— 10,5. Физикохимическое воздействие на пласт композициями ИХН-КА позволяет использовать преимущества нефтевытеснения растворами щелочей, ПАВ и С02 [170, 171].

Наибольшее влияние на скорость гидролиза оказывают температура и концентрация аммиачной селитры, влияние ПАВ менее заметно. В присутствии ПАВ и особенно аммиачной селитры гидролиз карбамида замедляется. Максимальное значение pH устанавливается уже при степени гидролиза 10— 20 % (см. рис. 3.7): при 80 °С через 20 сут, при 95 — 100 °С через 2— 6 сут, при 120 °С через 1 сут. При 95 °С

а, %


О 4    8    12    16    20    24    т,    сут

Рис. 3.7. Зависимость степени гидролиза карбамида а от температуры (t, °С:

1 - 80; 2 - 100; 3 - 120) и времени термостатирования т (сут):

1,11" , композиция ИХН-КА; 2,2'\ 2" 30 % карбамида, 15 % селитры; 3,3'; 3" — 30 % карбамида в воде


pH

10


3

9

8

7

0

0,4

4    8

12    16    T,    сут

Рис. 3.8. Кинетика гидролиза карбамида в композиции ИХН-КА и ее раствора в сеноманской воде при 95 °С:

1,1'- (ИХН-КА): вода =    1:5; 2,2' — (ИХН-КА): вода =    1:3; 3,3' — компози

ция ИХН-КА


1,6


1,2


0,8


6


ln (1-a)


2,0


максимальная буферная емкость, соответствующая практически полному гидролизу, достигается за 25— 35 сут. Наиболее высокое значение pH получено в процессе гидролиза раствора карбамида, не содержащего ПАВ и аммиачную селитру, однако наибольшая буферная емкость наблюдается только в присутствии аммиачной селитры. При разбавлении гидролизованного раствора ИХН-КА в 10— 100 раз pH меняется на 0,2 — 0,5. Полимиктовый коллектор при 80 °С не влияет на скорость гидролиза, а при 100 °С и выше несколько снижает ее. Экспериментальными способами авторами определено среднее значение константы скорости гидролиза карбамида в растворах ИХН-КА, равное 0,05 сут-1. Среднее значение температурного коэффициента скорости реакции равно 2,4. Углекислый газ способствует дополнительному увеличению нефтеотдачи при применении композиции ИХН-КА за счет растворения его в нефти и пластовой воде. Кроме того, из-за гравитационного перераспределения С02 будет подниматься в верхние интервалы пласта или пропластка, где сосредоточена остаточная нефть, что должно приводить к увеличению охвата пласта воздействием по толщине.

ЗАГУЩЕННЫЕ СИСТЕМЫ ИХН-КА

Одним из важнейших свойств технологических жидкостей, применяемых для увеличения нефтеотдачи пластов, является вязкость. Возможность регулирования вязкости системы ИХН-КА позволяет подбирать подвижность нефтевытесняющего агента, оптимальную для конкретных геологофизических и гидродинамических условий высокотемпературных залежей. Они способны увеличивать нефтеотдачу как за счет повышения коэффициента нефтевытеснения, так и увеличения охвата пласта заводнением. В их состав вводятся соли алюминия, способные непосредственно в пласте с высокой температурой при гидролизе карбамида образовывать неорганические гели и золи. Разработаны и рекомендованы [170, 171, 217] оптимальные составы, для которых время гелеобразования при 90 °С составляет 2 сут, при 120 °С — 1,5 ч, вязкость при этом увеличивается в 80— 130 раз, а при двукратном разбавлении состава — в 6— 30 раз.

При пластовых температурах 78— 95 °С исследованы нефтевытесняющие способности системы ИХН-КА применительно к условиям месторождений Западной Сибири. Некоторые результаты этих работ приведены в табл. 3.9 [171].

Как видно из данных табл. 3.9, исследования физикохимических свойств и нефтевытесняющей способности показали высокую эффективность системы ИХН-КА для пластов юрских отложений Западной Сибири для увеличения нефте-

Таблица 3.9

Показатели нефтевытесняющей способности систем ИХН-КА

Месторождение, пласт

Тем

пера

тура,

ос

Про

ницае

Вытесняющий агент, условия вытеснения

Коэффициент вытеснения, %

При

рост

коэф

фици

ента

вытес

нения,

%

мость,

мкм2

пер

вичное

доот-

мыв

водой

компо

зицией

Вахское, Ю1

91

0,059

Вода

ИХН-КА

60,7

76,4

15,7

Вахское, Ю1

91

0,069

Вода

63,1

Вахское, Ю1

91

0,069

ИХН-КА

62,6

82,4

19,8

Талинское,

ЮКю— 11

91

0,088

Вода

59,0

Талинское,

ЮКю— 11

91

0,088

ИХН-КА

76,2

17,2

Оленье, Ю1

91

0,089

Вода

ИХН-КА

63,0

79,1

16,1

Нижневартовское, Ю1

93

0,073

Вода

59,4

Нижневартовское, Ю1

93

0,079

Вода

ИХН-КА

59,0

80,9

21,9

отдачи низкопроницаемых пластов с высокой температурой. Системы ИХН-КА имеют широкую сырьевую базу для промышленного применения.

Для увеличения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов месторождений Западной Сибири предложена технология [170, 171, 217] физико-химического воздействия на пласт загущенной системой ИХН-КА. Технология объединяет преимущества заводнения растворами щелочей, ПАВ и воздействия на пласт С02. При этом повышение нефтеотдачи достигается за счет улучшения нефтевытеснения и увеличения охвата неоднородного пласта заводнением.

Промысловые испытания [170] композиций ИХН-КА проводились на месторождениях Западной Сибири. Получены высокие результаты. По утверждению авторов, прирост нефтеотдачи достигает 5— 10 %.

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ СИСТЕМЫ ГАЛКА И ГАЛКА-ПАВ

В методе реализован известный в аналитической химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (карбамид — соль алюминия — вода — ПАВ). В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. При этом основные характеристики можно регулировать.

Для регулирования фильтрационных потоков в продуктивных пластах месторождений, увеличения охвата пластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии с применением неорганических гелеобразующих составов — ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности продукции добывающих скважин на 10— 50 %, увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40— 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных промышленных производств.

Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода через одну и ту же или в отдельные нагнетательные скважины.

Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил й верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, который будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10— 15 %), при которой газ неподвижен.

Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 — 15 % по сравнению с обычным заводнением [119]. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.

Водогазовое циклическое воздействие наряду с положи-

тельным влиянием на довытеснение остаточной нефти обладает и существенными недостатками.

Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается й для газа в 8— 10 раз, для воды в 4— 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.

Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10— 20 % в зависимости от степени и характера неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.

Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. Для условий Зайкинской группы месторождений легких нефтей представляет интерес поиск способа реализации водогазовой циклической репрессии за счет собственного газа путем периодического и управляемого снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

ДВИЖЕНИЕ ГИДРОСМЕСЕЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ

Пусть в вертикальной трубе    длиной 1    и    диаметром    d    происходит восходящее движение    гидросмеси.    Давления у    верхнего

3


и нижнего торцов составляют pj и р2.

Если Артр — потери давления на преодоление сил трения, а А р = pj — р2, то, придерживаясь принципа Д'Аламбера, можно составить следующее уравнение динамического равновесия:

АР = Усм1 + А Р тр.    (ЗЛ)

где Усм — удельный вес гидросмеси.

Так как удельный вес — это вес единицы объема, то

Y    _ Y жУж + Y тУт    (3 2)

Y    см - V + V -    (3.2)

v ж ^ v т

где Уж и Ут — объем жидкой и твердой фаз соответственно. Заменив Уж и Ут расходом жидкости дж и твердой фазы

qL, можно записать:

Y см _ YжЯж + YтЯт .    (3.3)

q ж + q т

Соотношение (3.3) правомерно в случае отсутствия относительного движения частицы, т.е. при выносе твердой фазы. Выражение (3.3) можно также получить, пользуясь понятиями объемной ах и расходной а0 концентраций.

Истинная, или объемная, концентрация определяется как

Удельный вес смеси Yc^ = Yж(1 - а о) + Yтао.    (3.7)

Значит, по (3.5) и (3.6)

Y см _ Y ж -Яж— + Y т    — ¦    (3.8)

q т + q ж    q т + q ж

Таким образом, по (3.3) и (3.8) получаем одно и то же выражение для Ycм.

Следуя формуле Дарси — Вейсбаха, потери давления на трение при движении гидросмеси найдем так:

Ар _ XсмY см1v2М ,    (3.9)

р    2gd

где усм — скорость движения смеси; Хсм — коэффициент гидравлических сопротивлений гидросмесей.

Согласно формуле Блазиуса

0,3164

X

см

0,25

см


Re

где Recм — параметр Рейнольдса при движении гидросмеси. Так как

v смdy см

Recм


и см g

то

+    .    0,25

Xсм _ 0,3164+ исмд j    .    (3.10)

V vdY см)

Значит, по (3.9) и (3.10)

0 1582и 0,25 y 0,751v1,75

Артр _ 0,1582и см Y см    см    ,    (3.11)

р    g 0,75d 1,25    v 7

где Исм — динамическая вязкость гидросмеси.

Согласно формуле Эйнштейна имеем [22]

1 + 0,5а 0    /о лп\

И см _И-—0 .    (3.12)

(1 -а 0)2

По выражениям (3.5) и (3.12)

Исм(1,5 + qж)(?т + qж).    (3.13)

q ж

Часто при решении практических вопросов расчеты ведут по приближенной формуле Эйнштейна

Исм = и(1 + 2,5а0).    (3.14)

Согласно (3.12) и (3.14) отношение исм, найденное по точной и приближенной формулам, составляет:

И см(3.12)  _1 + 0,5а 0_

Исм(3-14)    (1-2а0 + а2)2(1 + 2,5а0)'

или

И см(3-12)  _1 + 0, 0__(3 15)

Исм(3Л4)    1    +    0,5а0 - 4а2 + 2,5а0

В табл. 3.1 приведены значения Исм (3.12)/Исм (3.14) при различных а0.

Формула Эйнштейна рекомендуется для практических расчетов при а0 < 0,10. Из табл. 3.1 видно, что расхождение между Исм, найденными по (3.12) и (3.14), не превышает 3,7 %.

При концентрации более 10 % вязкость смеси целесообразно рассчитывать по формуле Томаса

Исм _ И(1 + 2,5а0 + 10,05а2 + 0,00273е16,6а0).    (3.16)

Определим, насколько отличаются между собой значения Исм, найденные по точной формуле Эйнштейна (3.12) и по зависимости (3.16). Результаты расчетов приведены в табл. 3.2.

Т а б л и ц а 3.1

а0

И см(3.12) И см(3Л4)

а0

И см(3.12) И см(3Л4)

0,02

1,0016

0,06

1,0136

0,03

1,0035

0,07

1,0184

0,04

1,0062

0,08

1,0239

0,05

1,0095

0,10

1,0370

Т а б л и ц а 3.2

а0

По (3.16)

И см

И

По (3.12)

И см

И

И см(3Л6) И см(3.12)

а0

По (3.16)

И см

И

По (3.12)

И см

И

И см(3Л6) И см(3.12)

0,02

1,0578

1,0516

1,0059

0,14

1,5749

1,4467

1,0886

0,04

1,1214

1,1068

1,0132

0,18

1,7838

1,6211

1,1004

0,06

1,1936

1,1659

1,0238

0,22

2,1417

1,8245

1,1739

0,08

1,2746

1,2287

1,0373

0,26

2,5338

2,0635

1,2279

0,10

1,3649

1,2963

1,0529

0,30

3,0516

2,3469

1,3003

Из табл. 3.2 видно, что значения Исм, вычисленные по формуле Томаса, несущественно отличаются от таковых, определенных по формуле Эйнштейна при концентрации а0 <

< 10 %; расчеты по формуле Томаса можно вести в значительном диапазоне изменения а0.

При 0 < а0 < 0,22 формулу (3.16) с точностью до 6 % можно записать без последнего слагаемого в круглых скобках формулы (3.16), т.е.

Исм _ И(1 + 2,5а0 + 10,05а0). По (3.5) и (3.17)

(3.17)


1+ 2,5q т +10,05+———0

И см _И


q т + q ж    V q т + q ж 0

или

И13,55q2 + 4,5qтЧж + qж .    ^.щ

(q т + q ж)

Средняя скорость смеси

_ 4(q ж+q т)

(3.19)


nd2

Таким образом, по формулам (3.3), (3.11), (3.18) и (3.19) можно записать:

АРтр _ 0,2401745344И5    (13,55qт2 + 4,5ЧтЧж + Чж)025 х

g d4,75

х (Y жЧ ж + Y тЧт)0,75(Ч ж + Чт)05.    (3.20)

Следовательно, по формулам (3.1), (3.3) и (3.20) составим следующее выражение для определения перепада давления:

Ар _ Yж?жTqт j + 0,2401743И75 (13,55qт2 + 4,5qтЧж + qж)0,25 х q ж + q т    g    d475

х (Y жЧж + Y тЧт)0,75(Чж + Чт)05.    (3.21)

По формуле (3.21) найдем зависимость Ар = /(чж) при

Yт = 2,40-104 Н/м3, Yж = 104 Н/м3, чт = 0,0010 м3/с, J = 100 м и d = 0,05 м.

Тогда, подставив принятые исходные данные в (3.21), получим

Ар _ q ж + 0,0024,106 +11,718-108(0,00001355 + 0,0045q ж + q2)0'25 х q ж + 0,0010

х (Яж + 0,0024)075(Яж + 0,001)05.    (3.22)

В табл. 3.3 приведены значения Ар при различных яж. Из таблицы видно, что потери давления имеют минимум относительно расхода жидкости яж. В данном случае оптимальный расход составляет яж = 0,0045 м3/с, что соответствует концентрации

а0 _ Ят _ -0001 _ 0,1818.

q т + q ж 0,0055

Наличие минимума Ар объясняется тем, что формирование разности давления по концам вертикально восходящего потока происходит за счет двух сил — гравитационной составляющей и сил трения. С увеличением расхода жидкости происходит уменьшение сил тяжести и одновременно нарастают силы трения, а следовательно, при единственном значении яж величина Ар достигает минимума.

Представляет интерес найти выражение для определения расхода жидкости, обеспечивающего минимум разности давления. С этой целью воспользуемся условием

_ 0.    (3.23)

dq ж

По формуле (3.21) и условию (3.23) получим:

0,50(2,25q т + q ж)(Y жЯ ж + Y тЯ т)0,75 +

qт(у т -Yж) . 0,24143|10,25 +

(q ж+q т)2    g 075d4,75


(13,55q 2 + 4,5q тЯ ж + q ж)0,75

+ 0,75y ж(1355я 2 + 4,5q тЯ ж + q ж)0,25

(я ж т)0,5 +


(y жя ж + Y тя т)

+ 0,5(13,55q2 + 4,5qтЯж + qж )°,25(Y жЯж + Y тЯт)0,75 J _ 0

(я ж+я т)0,5

Т а б л и ц а 3.3

Яж м3/с

Ар, 105 Па

Яж м3/С

Ар, 105 Па

Яж м3/с

Ар, 105 Па

0,0030

0,0032

0,0034

0,0036

0,0038

14,644

14,556

14,484

14,429

14,387

0,0040

0,0042

0,0044

0,0046

0,0048

14,357

14,339

14,330

14,332

14,341

0,0050

0,0052

0,0054

0,0056

0,0058

14,358

14,382

14,414

14,452

14,495

или

-1 + 0,24143цQ25 (13,55q2 + 4qтЯж + ЯЖ)0,25(YжЯж + YтЯт)075(Яж + Ят)25 х

g0,75d475    Яt(-)

х+    1125qт + 0,5qж__.__0,75yж__+    0,5    .    _    0    (3 24)

-13,55q т° + 4,5q тя ж + q ж Y жя ж + Y тя т q ж + q т j Приведем выражение (3.24) к "безразмерному" виду:

-1 +    (13,55 + 4qж + яж2)Ц25(яж + YT)0'75(1 + яж)1,5 х

Y т - 1

1,125 + 0,5qж)(1 + qж) . 0,75(1 + q^ + 05

0,    (3.25)


13,55 + 4,5q ж + я ж2    я ж

где A _ 0,24143ц02575q. _ дж • Y * _ Yт

0,25^1,75

я * _ :±ж- y* _ -i-T.

Y5t25g075d475    ' Яж    Ят - Yт Ь


ж

Таким образом, при заданных А и YT по трансцендентному уравнению (3.25) методом последовательных приближений (метод итераций) можно найти значения яж и построить зависимость яж _ /(A, yT).

Однако, прежде чем проводить эти расчеты, целесообразно убедиться в достоверности формулы (3.21); для этого необходимо сопоставить получаемые по расчету значения Ар с соответствующими экспериментальными данными.

В работе [23] приведены результаты экспериментальных исследований по определению А р при закачке полидисперс-ной гидросмеси, состоящей из железной руды и воды, по трубам длиной 15,6 м и диаметрами 0,15; 0,20 и 0,30 м. В качестве жидкой фазы использовалась вода, т.е. удельный вес жидкости и твердой фазы составлял

Yж = 104 Н/м3; Yt = 3,4-104 Н/м3; ц = 10-3 Па-с.

Ниже приводится гранулометрический состав железных руд, использованных в эксперименте.

Крупность класса, мм    Частный выход класса по весу, %

Для удобства расчета подставим исходные данные в (3.21). Тогда можно записать:

Ар _ 156 000 q ж + 3,4q т +120,827 (13,55q т2 + 4q Tq ж + q ж)025 х я ж т    d4,75

х (q ж + 3,4Ят)075(Яж + Ят)05.    (3.26)

В табл. 3.4 приведены результаты расчетов по формуле (3.26) и соответствующие значения Ар, полученные замерами.

Т а б л и ц а 3.4

а0

q-ж, м3/с

qT, м3

К-есм

Ар, 105 Па

А, %

по (3.26)

по замеру

D = 150 м

0,004

0,05876

0,000236

511 202

1,6456

1,639

0,41

0,008

0,05654

0,000456

494 391

1,6570

1,752

5,42

0,015

0,08471

0,001290

747 000

1,7562

1,802

2,54

0,019

0,09614

0,001862

851 067

1,8089

1,720

5,17

0,020

0,09408

0,001920

833 664

1,8067

1,859

2,81

0,023

0,08500

0,002001

755 115

1,7918

1,817

1,39

0,026

0,03799

0,001014

338 531

1,6934

1,761

3,84

0,029

0,05049

0,001508

451 072

1,7285

1,7850

3,16

0,031

0,09399

0,003007

823 336

1,8555

1,8590

0,19

0,033

0,05903

0,00208

529 598

1,7677

1,7800

0,69

0,035

0,07430

0,002695

643 534

1,8120

1,8170

0,28

0,036

0,05880

0,002200

528 166

1,7750

1,7790

0,19

0,037

0,06645

0,002553

585 909

1,7987

1,7610

2,14

0,038

0,06253

0,002470

551 737

1,7928

1,8350

2,30

0,039

0,08745

0,003549

787 063

1,8695

1,8120

3,17

0,040

0,08736

0,003640

787 071

1,8736

1,8830

0,50

0,042

0,09101

0,003990

820 656

1,8947

1,9040

0,49

0,043

0,08709

0,004095

787 348

1,8944

1,8980

0,19

0,045

0,08404

0,00396

759 128

1,8927

1,9050

0,64

0,046

0,04384

0,002162

396 638

1,7864

1,8200

1,85

0,047

0,08863

0,004371

801 462

1,9088

1,9330

1,25

0,050

0,03230

0,001700

292 525

1,7771

1,8836

5,65

0,050

0,09310

0,004900

843 162

1,9380

1,9750

1,91

0,054

0,08690

0,004914

772 842

1,9337

1,9660

1,64

0,066

0,08032

0,005676

717 840

1,9542

2,0100

2,78

0,070

0,08835

0,006650

805 660

2,0113

2,0630

2,51

0,070

0,04000

0,003010

364 752

1,8676

1,9510

4,27

0,072

0,07795

0,006048

711 106

1,9655

2,042

3,75

0,097

0,07946

0,008530

743 411

2,0990

2,1810

3,71

0,100

0,07650

0,008500

698 575

2,1010

2,1890

4,02

0,105

0,07697

0,009030

702 434

2,1251

2,2140

4,02

0,133

0,07369

0,011305

667 889

2,2379

2,2680

1,36

0,176

0,05026

0,010736

447 173

2,3299

2,5360

8,12

D = 200 м

0,043

0,12441

0,00559

841 875

1,7994

1,8190

1,08

0,046

0,05342

0,00258

362 131

1,7530

1,8130

3,31

0,047

0,11817

0,00583

861 454

1,8089

1,8350

1,42

0,050

0,08645

0,00455

587 204

1,7907

1,8240

1,82

0,051

0,10154

0,00546

690 050

1,8078

1,8410

1,80

0,057

0,13485

0,00844

920 590

1,8192

1,9260

5,54

0,059

0,08187

0,00513

547 564

1,7969

1,8730

4,06

0,071

0,08082

0,00618

552 881

1,8674

1,9470

4,09

0,073

0,06304

0,00496

431 366

1,8600

1,981

6,11

0,076

0,09979

0,00821

683 224

1,9051

1,983

3,93

а0

q-ж, м3/с

Чт, м3

^см

Ар, 105 Па

А, %

по (3.26)

по замеру

0,078

0,08575

0,00725

587 201

1,8993

1,984

4,27

0,080

0,10304

0,00896

705 815

1,9257

2,007

4,05

0,139

0,09299

0,01501

630 756

2,1495

2,332

7,83

D = 300 м

0,028

0,05929

0,001708

264 623

1,6679

1,797

7,18

0,031

0,17926

0,005735

820 012

1,6976

1,729

1,82

0,033

0,09573

0,003267

428 976

1,6899

1,823

7,30

0,034

0,21445

0,007548

961 967

1,7156

1,744

1,63

0,039

0,24602

0,00998

1 107 090

1,7431

1,768

1,41

0,042

0,20405

0,00895

991 996

1,7441

1,768

1,35

0,045

0,23111

0,01089

1 043 802

1,7621

1,797

1,94

0,048

0,23038

0,011612

1 042 168

1,7627

1,819

3,09

0,071

0,26384

0,02016

1 203 204

1,8406

1,933

4,70

0,075

0,24975

0,02025

1 139 772

1,8852

1,960

3,82

0,079

0,19617

0,01683

895 724

1,8854

2,005

5,96

0,164

0,29678

0,05822

1 327 974

2,2608

2,457

7,93

Из табл. 3.4 видно, что при 260 000 < ReCM < 1 320 000 и 0 <

< а0 < 17,6 % расхождение между значениями А р, получаемыми по замеру и по расчету, не превышает 8 %.

Определение расхода жидкости, обеспечивающего минимум перепада давления, имеет большое практическое значение. Указанный расход рассчитывают по трансцендентному уравнению (3.25).

Для оперативного нахождения оптимального расхода, а по уравнению (3.25) были проведены расчеты, результаты которых сведены в табл. 3.5.

Т а б л и ц а 3.5

Чж

Значения А при у т

2,4

2,6

2,8